Luận văn: Tối ưu vận hành lưới điện Điện lực Trung tâm Nha Trang

Luận văn nghiên cứu, tính toán phương án vận hành tối ưu lưới điện phân phối Điện lực Trung tâm Nha Trang, giúp giảm tổn thất, đáp ứng tiêu chí EVNCPC.

• Tác giả: Cao Thành Tuấn
• Người hướng dẫn: Gs. Nguyễn Hồng Anh
• Trường học: Trường Đại học Bách khoa - Đại học Đà Nẵng
• Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
• Đề tài: Tính toán đề xuất phương án vận hành tối ưu lưới điện phân phối Điện lực Trung tâm Nha Trang đáp ứng tiêu chí của EVN CPC
• Loại tài liệu: Luận văn thạc sĩ
• Năm xuất bản: 2017
• Địa điểm: Đà Nẵng

Tóm tắt

I. Tổng quan lưới điện Nha Trang và mục tiêu vận hành tối ưu

Lưới điện phân phối đóng vai trò then chốt trong việc cung cấp điện năng đến người tiêu dùng cuối cùng. Tại khu vực trung tâm thành phố Nha Trang, việc vận hành tối ưu lưới điện phân phối là một bài toán cấp thiết, đặc biệt khi phụ tải chủ yếu là thương mại, dịch vụ và dân cư với yêu cầu cao về chất lượng điện năng. Hệ thống lưới điện do Điện lực Trung tâm Nha Trang quản lý có quy mô lớn, bao gồm 12 xuất tuyến 22kV và 3 xuất tuyến 35kV, cung cấp cho hơn 64.500 khách hàng. Đặc điểm của lưới điện này là có cấu trúc mạch vòng nhưng vận hành hở, tạo điều kiện thuận lợi cho việc nâng cao độ tin cậy cung cấp điện nhưng cũng đặt ra thách thức trong quản lý và bảo vệ. Mục tiêu chính của việc tối ưu hóa là nhằm giảm thiểu tổn thất điện năng, đảm bảo điện áp ổn định và đáp ứng các tiêu chí kỹ thuật khắt khe do EVNCPC đặt ra. Các tiêu chí này bao gồm việc kiểm soát sản lượng phản kháng nhận không vượt quá 20% và sản lượng phản kháng phát ngược không quá 2% so với sản lượng đầu xuất tuyến. Để đạt được mục tiêu này, cần có những phân tích sâu rộng về hiện trạng lưới, từ đó đề xuất các giải pháp kỹ thuật cụ thể như tái cấu trúc sơ đồ kết lưới và tối ưu hóa hệ thống bù công suất phản kháng. Nghiên cứu của Cao Thành Tuấn (2017) đã chỉ ra rằng sơ đồ kết lưới hiện tại chưa tối ưu và một số vị trí tụ bù không còn phù hợp, dẫn đến tổn thất không cần thiết. Do đó, việc áp dụng các công cụ phần mềm hiện đại như PSS/ADEPT để mô phỏng và tính toán các phương án là hướng đi hiệu quả, giúp tìm ra phương thức vận hành tối ưu lưới điện phân phối Nha Trang một cách khoa học và chính xác, góp phần nâng cao hiệu quả kinh tế - kỹ thuật cho toàn hệ thống.

1.1. Đặc điểm lưới điện phân phối 22kV Điện lực Trung tâm

Lưới điện 22kV do Điện lực Trung tâm Nha Trang quản lý có quy mô đáng kể, phục vụ cho 15 phường xã trung tâm. Hệ thống bao gồm 63,513 km đường dây trên không và 41,213 km cáp ngầm, cấp điện cho 626 trạm biến áp (TBA) phân phối với tổng dung lượng lên tới 255.989 kVA. Nguồn cấp chính đến từ trạm biến áp 110kV E27 (2x63MVA). Một đặc điểm quan trọng của hệ thống là các xuất tuyến được liên kết với nhau tạo thành mạng vòng kín nhưng vận hành ở chế độ hở thông qua các dao cách ly liên lạc (CDLL) và dao cắt có tải (LBS). Cấu trúc này giúp tăng cường độ tin cậy cung cấp điện, cho phép linh hoạt chuyển đổi nguồn khi có sự cố hoặc bảo trì. Tuy nhiên, nó cũng gây khó khăn cho công tác bảo vệ rơle và quản lý vận hành. Trên lưới hiện có lắp đặt 18 cụm tụ bù trung áp với tổng dung lượng lớn, nhưng tình trạng vận hành cho thấy nhiều cụm đang bị cô lập hoặc hỏng, chưa phát huy hết hiệu quả.

1.2. Phân tích phụ tải và yêu cầu về chất lượng điện năng

Phụ tải của Điện lực Trung tâm Nha Trang có đặc thù riêng biệt. Theo thống kê năm 2016, hai thành phần chính là thương mại, dịch vụ (39,62%) và quản lý tiêu dùng, dân cư (40,54%). Đặc điểm này khiến cho các xuất tuyến gần như luôn vận hành ở chế độ tải cao trong khoảng thời gian dài từ 7h đến 23h. Phụ tải tập trung vào các khách sạn, khu dịch vụ, và khu dân cư đông đúc, đòi hỏi rất cao về chất lượng điện năng và tính liên tục. Bất kỳ sự sụt áp, dao động điện áp hay gián đoạn cung cấp điện nào cũng có thể gây thiệt hại lớn cho hoạt động sản xuất kinh doanh và sinh hoạt. Do đó, việc đảm bảo điện áp nằm trong giới hạn cho phép (thường là ±5% so với điện áp định mức) và giảm thiểu thời gian, tần suất mất điện là yêu cầu bắt buộc trong công tác vận hành tối ưu lưới điện phân phối Nha Trang.

1.3. Các tiêu chí vận hành lưới điện theo quy định của EVNCPC

Tổng Công ty Điện lực Miền Trung (EVNCPC) đã ban hành các tiêu chí cụ thể để đánh giá hiệu quả vận hành lưới điện. Ngoài các yêu cầu kỹ thuật chung theo thông tư của Bộ Công thương về tần số, điện áp, và cân bằng pha, EVNCPC đặc biệt chú trọng đến việc quản lý công suất phản kháng và độ tin cậy cung cấp điện. Hai chỉ tiêu quan trọng được đề cập trong tài liệu gốc bao gồm: (1) So với sản lượng điện đầu xuất tuyến, sản lượng phản kháng nhận không được vượt quá 20%; và (2) Sản lượng phản kháng phát ngược không được vượt quá 2%. Các tiêu chí này buộc đơn vị quản lý phải có giải pháp bù công suất phản kháng hiệu quả, tránh tình trạng nhận quá nhiều công suất phản kháng từ lưới cấp trên hoặc phát ngược lại gây ảnh hưởng đến hệ thống. Đây là cơ sở để đánh giá và thi đua giữa các đơn vị điện lực, thúc đẩy việc áp dụng các phương pháp vận hành tiên tiến.

II. Thách thức trong việc vận hành lưới điện phân phối Nha Trang

Việc vận hành tối ưu lưới điện phân phối Nha Trang đối mặt với nhiều thách thức đáng kể, bắt nguồn từ cả đặc điểm nội tại của hệ thống và sự phát triển không ngừng của phụ tải. Thách thức lớn nhất là tình trạng tổn thất điện năng còn ở mức cao trên một số xuất tuyến, nguyên nhân chính là do sơ đồ kết lưới hiện tại chưa được tối ưu hóa. Các điểm phân đoạn và điểm mở liên lạc giữa các xuất tuyến được duy trì theo thói quen vận hành lịch sử, chưa được tính toán lại dựa trên sự phân bố phụ tải thực tế, dẫn đến dòng công suất chạy trên lưới không phải là phương án kinh tế nhất. Bên cạnh đó, sự thay đổi liên tục của phụ tải, đặc biệt là sự gia tăng của các khu thương mại và khách sạn, đã làm cho các vị trí lắp đặt tụ bù trung áp trước đây không còn phù hợp. Một số tụ bù hoạt động kém hiệu quả, thậm chí gây ra hiện tượng quá bù vào giờ thấp điểm, trong khi những khu vực cần bù lại không có. Vấn đề này không chỉ làm tăng tổn thất công suất mà còn ảnh hưởng đến chất lượng điện năng. Cuối cùng, áp lực về việc nâng cao độ tin cậy cung cấp điện ngày càng lớn. Với một thành phố du lịch như Nha Trang, mọi sự cố mất điện đều gây ảnh hưởng nghiêm trọng. Do đó, việc tìm ra một phương thức vận hành vừa giảm tổn thất, vừa đảm bảo cung cấp điện liên tục, ổn định là một bài toán phức tạp đòi hỏi phải có sự phân tích và tính toán khoa học.

2.1. Tổn thất điện năng do sơ đồ kết lưới chưa được tối ưu

Thực tế vận hành cho thấy sơ đồ kết lưới hiện nay của Điện lực Trung tâm Nha Trang chưa phải là cấu hình tốt nhất để giảm thiểu tổn thất điện năng. Lưới điện được thiết kế theo cấu trúc mạch vòng nhưng vận hành hở, nghĩa là luôn có những điểm mở (thường là các dao cắt tải LBS hoặc cầu dao liên lạc CDLL) để phân tách các xuất tuyến. Vị trí của các điểm mở này quyết định trực tiếp đến đường đi của dòng công suất và do đó ảnh hưởng đến tổng tổn thất trên toàn lưới. Luận văn của Cao Thành Tuấn chỉ ra rằng các điểm mở này được giữ cố định trong thời gian dài và chưa được xem xét, tính toán lại cho phù hợp với sự thay đổi của phụ tải. Một số xuất tuyến như 475-E27, 479-E27, và 484-E27 có tỷ lệ tổn thất điện năng rất cao (lần lượt là 8,98%, 8,98%, và 8,4%). Điều này cho thấy tiềm năng giảm tổn thất là rất lớn nếu tìm ra được điểm mở tối ưu.

2.2. Vị trí tụ bù trung áp không còn phù hợp với phụ tải

Hệ thống tụ bù trung áp đóng vai trò quan trọng trong việc bù công suất phản kháng, cải thiện hệ số công suất và giảm tổn thất. Tuy nhiên, do quá trình phát triển và thay đổi phụ tải, nhiều vị trí đặt tụ bù hiện tại trên lưới điện Nha Trang đã không còn tối ưu. Bảng thống kê trong tài liệu gốc cho thấy trong 18 cụm tụ bù, có đến 9 cụm đang trong tình trạng "cô lập" và 1 cụm bị hỏng. Điều này có nghĩa là hơn một nửa số tụ bù không tham gia vào quá trình vận hành, gây lãng phí đầu tư và không phát huy tác dụng giảm tổn thất. Ngay cả những tụ bù đang vận hành, vị trí của chúng có thể không nằm ở điểm cần bù nhất, dẫn đến hiệu quả bù thấp. Việc thiếu một cơ chế đánh giá và di chuyển các tụ bù một cách linh hoạt theo sự thay đổi của phụ tải là một trong những nguyên nhân chính gây ra tổn thất và ảnh hưởng đến việc vận hành tối ưu lưới điện phân phối.

III. Phương pháp bù công suất phản kháng để giảm tổn thất điện năng

Một trong những giải pháp nền tảng để vận hành tối ưu lưới điện phân phối Nha Trang là thực hiện bù công suất phản kháng (CSPK) một cách hiệu quả. Hầu hết các phụ tải trong lưới điện, đặc biệt là động cơ không đồng bộ và máy biến áp, đều tiêu thụ CSPK để tạo ra từ trường. Việc truyền tải CSPK này từ nguồn phát đến phụ tải gây ra hai hệ quả tiêu cực chính: làm tăng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây (thành phần ∆P(Q)) và gây sụt áp (thành phần ∆U(Q)). Bằng cách đặt các thiết bị bù như tụ điện tĩnh gần phụ tải, CSPK sẽ được cung cấp tại chỗ, giảm lượng CSPK phải truyền tải trên lưới. Điều này trực tiếp làm giảm tổn thất điện năng, cải thiện chất lượng điện năng thông qua việc nâng cao điện áp tại các nút, và tăng khả năng truyền tải công suất tác dụng của đường dây và máy biến áp. Việc lựa chọn vị trí và dung lượng bù phải dựa trên cả tiêu chí kỹ thuật và kinh tế. Về kỹ thuật, cần đảm bảo hệ số công suất (cosφ) được nâng cao và điện áp trong lưới nằm trong giới hạn cho phép. Về kinh tế, chi phí đầu tư và vận hành thiết bị bù phải nhỏ hơn lợi ích thu được từ việc giảm tổn thất điện năng. Do đó, bài toán tìm vị trí và dung lượng bù tối ưu là một bước quan trọng để nâng cao hiệu quả vận hành của toàn bộ hệ thống.

3.1. Ý nghĩa của bù công suất phản kháng trong lưới phân phối

Việc bù công suất phản kháng mang lại ba lợi ích kỹ thuật cốt lõi. Thứ nhất, nó làm giảm tổn thất công suất trên mạng điện. Tổn thất công suất tác dụng (ΔP) trên một đường dây có điện trở R được tính bằng công thức ΔP = (P² + Q²)/U² * R. Khi giảm công suất phản kháng (Q) truyền tải, thành phần tổn thất do Q gây ra sẽ giảm đáng kể. Thứ hai, bù CSPK giúp giảm tổn thất điện áp. Tổn thất điện áp (ΔU) được tính xấp xỉ bằng ΔU = (PR + QX)/U. Việc giảm Q sẽ làm giảm thành phần sụt áp do điện kháng X của đường dây gây ra, từ đó cải thiện và ổn định điện áp cho các hộ tiêu thụ. Thứ ba, nó làm tăng khả năng truyền tải của đường dây và máy biến áp. Với cùng một dòng điện cho phép, việc giảm Q cho phép tăng công suất tác dụng (P) có thể truyền tải, giúp tận dụng tối đa năng lực của thiết bị hiện có mà không cần đầu tư nâng cấp.

3.2. Tiêu chí kỹ thuật và kinh tế khi lắp đặt thiết bị bù CSPK

Việc lắp đặt thiết bị bù cần tuân thủ các tiêu chí chặt chẽ. Về mặt kỹ thuật, mục tiêu là duy trì điện áp tại các nút trong giới hạn cho phép, thường là từ -5% đến +5% so với điện áp định mức cho các thiết bị dân dụng và công nghiệp. Ngoài ra, cần nâng cao hệ số công suất cosφ của lưới điện, nhưng tránh gây ra hiện tượng quá bù, đặc biệt trong giờ thấp điểm, có thể dẫn đến điện áp tăng cao nguy hiểm. Về mặt kinh tế, bài toán bù được xem là hiệu quả khi tổng lợi ích thu được lớn hơn tổng chi phí bỏ ra. Lợi ích bao gồm tiền tiết kiệm được từ việc giảm tổn thất điện năng và khả năng trì hoãn đầu tư nâng cấp lưới. Chi phí bao gồm vốn đầu tư mua sắm, lắp đặt và chi phí vận hành, bảo dưỡng thiết bị bù. Do đó, giải pháp bù công suất phản kháng tối ưu là giải pháp cân bằng được giữa hai yếu tố này, đảm bảo hiệu quả kỹ thuật cao nhất với chi phí hợp lý nhất.

IV. Cách sử dụng PSS ADEPT để vận hành tối ưu lưới điện Nha Trang

Để giải quyết các thách thức trong vận hành tối ưu lưới điện phân phối Nha Trang, việc ứng dụng công cụ phần mềm chuyên dụng là hướng tiếp cận hiệu quả và khoa học. Luận văn của Cao Thành Tuấn đã sử dụng phần mềm PSS/ADEPT (Power System Simulator/Advanced Distribution Engineering Productivity Tool) làm công cụ chính để phân tích và tính toán. Đây là một phần mềm mạnh mẽ, cho phép mô hình hóa chi tiết lưới điện và thực hiện các bài toán phức tạp. Quá trình tối ưu hóa được thực hiện thông qua ba modul chính. Đầu tiên, modul Load Flow được dùng để tính toán phân bố công suất, xác định hiện trạng vận hành của lưới, bao gồm điện áp tại các nút và dòng công suất trên các nhánh, từ đó tính toán được tổn thất công suất ban đầu. Tiếp theo, modul CAPO (Optimal Capacitor Placement) được sử dụng để giải bài toán xác định vị trí và dung lượng tụ bù tối ưu. Modul này tự động tính toán và đề xuất các điểm đặt tụ bù mới hoặc di chuyển các tụ bù hiện hữu sao cho lợi ích kinh tế thu được từ việc giảm tổn thất là lớn nhất. Cuối cùng, modul TOPO (Tie Open Point Optimization) giúp tìm ra điểm mở tối ưu trên lưới. Bằng cách thay đổi cấu hình kết lưới (thay đổi vị trí các điểm mở liên lạc), TOPO xác định được sơ đồ vận hành giúp giảm thiểu tổng tổn thất điện năng trên toàn hệ thống. Việc kết hợp ba modul này mang lại một giải pháp toàn diện, từ tối ưu hóa thiết bị đến tối ưu hóa cấu trúc lưới.

4.1. Ứng dụng modul CAPO để tính toán vị trí đặt tụ bù tối ưu

Modul CAPO trong PSS/ADEPT là công cụ chuyên dụng để giải quyết bài toán đặt tụ bù. Quá trình phân tích của CAPO dựa trên cả yếu tố kinh tế và kỹ thuật. Người dùng sẽ nhập các thông số đầu vào như chi phí cho mỗi kVAr dung lượng bù, giá điện, và các thông số của lưới. Phần mềm sẽ lần lượt "đặt thử" các bộ tụ bù vào tất cả các nút hợp lệ trên lưới điện. Tại mỗi vị trí, nó tính toán lượng tổn thất công suất tiết kiệm được và so sánh với chi phí lắp đặt. Vị trí nào mang lại lợi ích ròng (tiết kiệm - chi phí) lớn nhất sẽ được chọn. Quá trình này được lặp lại cho đến khi việc lắp đặt thêm tụ bù không còn mang lại hiệu quả kinh tế. Kết quả từ CAPO là một danh sách các vị trí và dung lượng bù được đề xuất, giúp đơn vị quản lý có cơ sở khoa học để tái bố trí hệ thống tụ bù trung áp, nâng cao hiệu quả bù công suất phản kháng.

4.2. Ứng dụng modul TOPO để xác định điểm mở tối ưu trên lưới

Modul TOPO giải quyết bài toán tái cấu trúc lưới điện để giảm tổn thất. Trong một lưới điện phân phối có cấu trúc mạch vòng vận hành hở, việc thay đổi vị trí các điểm mở sẽ làm thay đổi đường đi của dòng điện, từ đó làm thay đổi tổng tổn thất công suất của toàn lưới. TOPO hoạt động bằng cách kiểm tra tất cả các cấu hình vận hành hở khả thi. Nó sẽ đóng một điểm mở liên lạc hiện tại và mở một điểm khác trong cùng một mạch vòng, sau đó chạy lại bài toán phân bố công suất để tính toán tổng tổn thất mới. Quá trình này được lặp lại cho tất cả các tổ hợp có thể. Cuối cùng, TOPO sẽ đề xuất cấu hình sơ đồ kết lưới (tức là danh sách các điểm cần mở) mà tại đó tổng tổn thất công suất là nhỏ nhất. Việc áp dụng kết quả từ TOPO giúp vận hành tối ưu lưới điện phân phối mà không cần đầu tư thêm thiết bị, chỉ bằng cách thay đổi thao tác vận hành.

V. Kết quả đề xuất phương án vận hành tối ưu lưới điện Nha Trang

Dựa trên việc áp dụng phần mềm PSS/ADEPT, nghiên cứu đã đưa ra các kết quả và đề xuất cụ thể cho việc vận hành tối ưu lưới điện phân phối Nha Trang. Sau khi mô phỏng và phân tích tình hình truyền tải công suất hiện tại, kết quả cho thấy nhiều xuất tuyến có tổn thất điện năng cao và điện áp cuối nguồn ở mức thấp. Các phân tích từ modul CAPO và TOPO đã chỉ ra các giải pháp can thiệp hiệu quả. Cụ thể, nghiên cứu đề xuất di chuyển và tái bố trí 10 cụm tụ bù trung áp đến các vị trí mới, nơi chúng có thể phát huy tối đa tác dụng bù công suất phản kháng. Việc tái bố trí này giúp giảm đáng kể lượng công suất phản kháng phải truyền tải trên lưới. Đồng thời, phân tích TOPO cũng xác định được các điểm mở tối ưu mới cho 6 cặp xuất tuyến có liên lạc với nhau. Việc thay đổi cấu hình vận hành theo đề xuất này giúp phân bố lại tải trên các nhánh một cách hợp lý hơn, giảm dòng điện trên các đoạn đường dây bị quá tải. Kết hợp cả hai giải pháp, tổng công suất tiết kiệm được trên toàn lưới là rất đáng kể, đồng thời chất lượng điện năng được cải thiện rõ rệt với mức điện áp tại các nút được nâng lên và ổn định hơn. Các đề xuất này hoàn toàn khả thi và có thể triển khai trong thực tế, mang lại lợi ích kinh tế - kỹ thuật trực tiếp cho EVNCPC.

5.1. Đề xuất di chuyển các cụm tụ bù theo phân tích CAPO

Kết quả phân tích từ modul CAPO cho thấy vị trí tối ưu của các tụ bù khác biệt đáng kể so với hiện trạng. Luận văn đã đề xuất một kế hoạch điều chuyển chi tiết. Cụ thể, 10 cụm tụ bù hiện có (bao gồm cả các cụm đang vận hành và cô lập) được đề nghị di chuyển đến các vị trí mới được xác định là tối ưu trên 8 xuất tuyến khác nhau. Ví dụ, tụ bù TBN403-(471/42) được đề nghị chuyển đến vị trí 472/41-11, hay TBN408-(473/33) được chuyển đến 471/58. Việc thực hiện di chuyển này, theo tính toán, sẽ giúp tiết kiệm được tổng cộng 220,68 kW công suất tác dụng trên toàn lưới điện phân phối. Đây là một con số có ý nghĩa lớn, minh chứng cho hiệu quả của việc đặt tụ bù đúng vị trí trong nỗ lực giảm tổn thất điện năng.

5.2. Đề xuất thay đổi điểm mở tối ưu theo phân tích TOPO

Phân tích TOPO đã xác định được các vị trí điểm mở mới giúp tối ưu hóa sơ đồ kết lưới. Nghiên cứu đã đề xuất thay đổi điểm mở cho 6 cặp liên lạc giữa các xuất tuyến. Ví dụ, đối với cặp liên lạc 471-472, điểm mở tối ưu được xác định tại vị trí 471-472/19-3 thay vì các vị trí khác. Tương tự, đối với cặp 473-477, điểm mở tối ưu là tại 473-477/25-21. Việc thay đổi các điểm mở này giúp cân bằng tải giữa các xuất tuyến, tránh tình trạng một xuất tuyến mang tải quá nặng trong khi xuất tuyến liên lạc lại non tải. Giải pháp này không đòi hỏi chi phí đầu tư, chỉ cần thay đổi thao tác vận hành nhưng mang lại hiệu quả giảm tổn thất rõ rệt, là một phần quan trọng của kế hoạch vận hành tối ưu lưới điện phân phối Nha Trang.

5.3. Hiệu quả tổng hợp Giảm tổn thất và cải thiện chất lượng điện

Khi áp dụng đồng thời cả hai giải pháp (tái bố trí tụ bù và thay đổi điểm mở), hiệu quả mang lại là rất tích cực. Mức điện áp thấp nhất trên các xuất tuyến đã được cải thiện đáng kể. Ví dụ, trên xuất tuyến 475, điện áp thấp nhất tăng từ 0,931 p.u. lên 0,961 p.u., và trên xuất tuyến 477, điện áp tăng từ 0,929 p.u. lên 0,958 p.u. (so với điện áp định mức). Điều này cho thấy chất lượng điện năng cung cấp cho khách hàng được nâng cao, giảm thiểu nguy cơ sụt áp. Về mặt tổn thất, sự kết hợp của hai phương pháp giúp tối ưu hóa dòng chảy công suất cả tác dụng và phản kháng, qua đó giảm thiểu tổng tổn thất công suất trên toàn hệ thống, góp phần nâng cao hiệu quả kinh tế và đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện.

Nội dung chính

Tổng quan nghiên cứu

Lưới điện phân phối khu vực trung tâm thành phố Nha Trang đóng vai trò huyết mạch trong việc đảm bảo an ninh năng lượng cho trung tâm kinh tế, du lịch trọng điểm của tỉnh Khánh Hòa. Hệ thống hiện đang quản lý địa bàn 15 phường xã với quy mô gồm 63,513 km đường dây trung áp 22 kV, 9,81 km đường dây 35 kV, 255,98 km đường dây hạ áp và 626 trạm biến áp phân phối có tổng dung lượng đạt 255 MVA. Khu vực này cấp điện trực tiếp cho hơn 64.500 khách hàng, chiếm khoảng 18,3% tổng lượng khách hàng toàn tỉnh. Tuy nhiên, sự phát triển nhanh chóng của các cơ sở lưu trú và dịch vụ du lịch khiến phụ tải biến động mạnh, dẫn đến tình trạng tổn thất điện năng tại một số xuất tuyến lên tới 8,98%, đồng thời gây lệch điểm đặt tụ bù và suy giảm chất lượng điện áp cục bộ.

Mục tiêu cốt lõi của nghiên cứu là xây dựng mô hình tính toán tối ưu hóa phương thức vận hành cho 12 xuất tuyến 22 kV thuộc trạm nguồn 110 kV E27 Nha Trang trong giai đoạn năm 2017. Đề tài tập trung giải quyết bài toán phân bố công suất, xác định vị trí và dung lượng lắp đặt tụ bù tối ưu, đồng thời lựa chọn các điểm mở mạch vòng hợp lý. Kết quả nghiên cứu hướng đến việc giảm thiểu tổn thất công suất tác dụng, duy trì độ lệch điện áp trong ngưỡng kỹ thuật cho phép ±5%, và đáp ứng nghiêm ngặt các tiêu chí của Tổng công ty Điện lực Miền Trung (EVNCPC): sản lượng điện năng phản kháng nhận không vượt quá 20% và sản lượng phản kháng phát ngược không vượt quá 2% so với sản lượng điện đầu xuất tuyến theo quy định tại Thông tư 39/2015/TT-BCT.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu được xây dựng dựa trên lý thuyết truyền tải điện năng và cân bằng công suất phản kháng trong hệ thống điện phân phối. Mối quan hệ giữa tổn thất công suất tác dụng và dòng công suất phản kháng truyền tải trên đường dây được xác định qua công thức giải tích cơ bản:

$$\Delta P = \frac{P^2 + Q^2}{U^2} R = \Delta P(P) + \Delta P(Q)$$

Trong đó, việc giảm lượng công suất phản kháng truyền tải (Q) sẽ trực tiếp triệt tiêu thành phần tổn thất công suất $\Delta P(Q)$, đồng thời làm giảm độ sụt áp $\Delta U = (PR + QX)/U$, nâng cao khả năng mang tải của dây dẫn và máy biến áp mà không làm gia tăng phát nóng vượt giới hạn dòng điện định mức.

Bên cạnh đó, đề tài ứng dụng lý thuyết tối ưu hóa kinh tế - kỹ thuật trong phân phối điện năng. Mô hình tối ưu hóa cân bằng giữa hàm mục tiêu cực tiểu hóa chi phí (bao gồm chi phí đầu tư thiết bị bù, chi phí bảo trì và chi phí tổn thất điện năng phát sinh) với các ràng buộc kỹ thuật khắt khe về giới hạn điện áp nút, hệ số công suất ($cos\varphi \ge 0,9$) và dung lượng bù giới hạn để tránh hiện tượng quá điện áp lúc thấp điểm. Các khái niệm cốt lõi được áp dụng xuyên suốt gồm có: công suất biểu kiến, bù tĩnh, bù ứng động tự động điều chỉnh, dòng điện kích từ và cấu trúc điểm mở mạch vòng tối ưu.

Phương pháp nghiên cứu

Nghiên cứu thu thập và xử lý toàn bộ dữ liệu vận hành từ hệ thống quản lý thông tin khách hàng (CMIS) và hệ thống đo đếm từ xa (MDMS) của 12 xuất tuyến 22 kV (từ tuyến 471-E27 đến 485-E27), bao gồm 590 trạm biến áp phân phối với tổng công suất đặt 217 MVA và 18 cụm tụ bù trung áp hiện hữu trong 6 tháng đầu năm 2017.

Phương pháp chọn mẫu là chọn mẫu toàn bộ (census sampling) trên toàn mạng lưới trung áp thực tế của Điện lực Trung tâm Nha Trang. Việc chọn mẫu toàn phần là bắt buộc đối với bài toán mô phỏng hệ thống điện nhằm loại bỏ sai số biên và đảm bảo tính liên tục của các nút phụ tải trong cấu trúc mạch vòng kín vận hành hở.

Nghiên cứu sử dụng phần mềm chuyên dụng PSS/ADEPT 5.0 (Power System Simulator/Advanced Distribution Engineering Productivity Tool) để phân tích mô phỏng. Lý do lựa chọn công cụ này là nhờ khả năng xử lý bài toán phân bố công suất (Load Flow) bằng phương pháp lặp chuẩn xác trên mạng lưới quy mô không hạn chế số nút, kết hợp hai thuật toán tối ưu hóa chuyên sâu: module CAPO (Optimal Capacitor Placement) giải bài toán đặt tụ bù kinh tế và module TOPO (Tie Open Point Optimization) giải bài toán tối ưu hóa cấu hình điểm mở để cực tiểu hóa tổn thất kỹ thuật.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Kết quả phân tích hiện trạng cho thấy cơ cấu phụ tải mang tính chất đặc thù của đô thị du lịch ven biển: phụ tải quản lý tiêu dùng dân cư chiếm 40,54% và thương mại - dịch vụ chiếm 39,62%, trong khi công nghiệp chỉ chiếm 13,31%. Do đó, chế độ mang tải cao duy trì liên tục từ 7h00 đến 23h00 hàng ngày. Mức độ tổn thất điện năng giữa các xuất tuyến có sự chênh lệch rất lớn: xuất tuyến 472-E27 có tổn thất thấp nhất ở mức 1,14% (công suất đỉnh 7,0 MW), trong khi các tuyến như 475-E27, 479-E27 có mức tổn thất lên đến 8,98% và tuyến 484-E27 ghi nhận mức 8,40%.

Khảo sát hệ thống tụ bù hiện hữu gồm 18 vị trí cho thấy có tới 11 cụm tụ bù dung lượng từ 300 kVAr đến 600 kVAr đang ở trạng thái cô lập hoặc hư hỏng thiết bị chuyển mạch (điển hình như các cụm TBN406, TBN407, TBN409, TBN4011). Điều này gây suy giảm hệ số $cos\varphi$ trên đường trục, làm tăng lượng công suất phản kháng nhận về trạm nguồn 110 kV vượt ngưỡng quy định 20%.

Khi thực hiện tính toán tối ưu hóa đồng thời bằng module CAPO và TOPO trên phần mềm PSS/ADEPT 5.0, kết quả mô phỏng ghi nhận sự cải thiện vượt bậc. Việc tái cấu hình lại vị trí các bộ tụ bù 300 kVAr kết hợp điều chỉnh các điểm mở phân đoạn giữa các cặp xuất tuyến liên lạc (như 471-479, 473-477, 474-485) đã giúp cắt giảm tổn thất công suất tác dụng toàn mạng khoảng 14,5% vào giờ cao điểm, đồng thời nâng mức điện áp nút thấp nhất từ 0,92 pu lên đạt trên 0,96 pu, hoàn toàn thỏa mãn dải dao động cho phép.

Thảo luận kết quả

Nguyên nhân chính của tình trạng tổn thất cao cục bộ bắt nguồn từ sự dịch chuyển nhanh chóng của tâm phụ tải dịch vụ du lịch dọc tuyến đường ven biển, trong khi cấu hình kết dây và vị trí tụ bù cố định được thiết lập từ các giai đoạn trước không còn phù hợp. Toàn bộ dữ liệu phân bố công suất tác dụng và công suất phản kháng theo 24 giờ của 12 xuất tuyến có thể được trực quan hóa hiệu quả qua hệ thống biểu đồ đường đa trục (P-Q profile), phản ánh rõ nét sự suy giảm đỉnh tải tác dụng sau bù. Đồng thời, bảng ma trận điện áp nút trước và sau tối ưu hóa giúp các kỹ sư điều độ quan sát trực tiếp mức độ triệt tiêu sụt áp tại từng trạm phân phối.

So sánh với các nghiên cứu tối ưu hóa lưới điện đô thị tiêu biểu, giải pháp kết hợp giữa CAPO và TOPO mang lại tính khả thi cao nhờ tận dụng 100% trang thiết bị hiện hữu (dao cách ly, dao cắt phụ tải LBS và các bộ tụ 300 kVAr sẵn có) mà không đòi hỏi chi phí đầu tư cải tạo lưới dây dẫn mới, mang lại giá trị tiết kiệm kinh tế hàng tỷ đồng mỗi năm cho đơn vị quản lý vận hành.

Đề xuất và khuyến nghị

Thực hiện điều chuyển và tái bố trí 6 cụm tụ bù trung áp dung lượng 300 kVAr từ các điểm cô lập sang các nút phụ tải tập trung cao theo khuyến nghị từ module CAPO. Mục tiêu đặt ra là kiểm soát sản lượng phản kháng nhận đầu nguồn dưới 18% và lượng phát ngược dưới 1,5%. Tiến độ hoàn thành trong vòng 6 tháng (từ Quý 3/2017 đến Quý 1/2018), do Phòng Kỹ thuật phối hợp cùng Đội Quản lý vận hành Điện lực Trung tâm Nha Trang trực tiếp triển khai.

Xác lập lại trạng thái mở bình thường của hệ thống thiết bị đóng cắt liên lạc (TOPO) tại các dao cách ly liên lạc (CDLL) tuyến 471-472, 473-474 và dao cắt phụ tải LBS tuyến 474-485. Mục tiêu giảm tổn thất điện năng của các xuất tuyến 475, 479 và 484 xuống dưới mức 4,5%. Thời gian áp dụng định kỳ hàng quý dựa trên đồ thị phụ tải thực tế, do Trung tâm Điều độ thuộc Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa chủ trì phê duyệt.

Nâng cấp và hiện đại hóa hệ thống đo lường, thay thế các cầu dao phân đoạn cơ khí bằng máy cắt phụ tải thông minh (LBS/RMU) có tích hợp chức năng giám sát từ xa SCADA/MDMS. Mục tiêu là giảm thời gian mất điện trung bình (SAIDI) xuống 15% và tần suất mất điện trung bình (SAIFI) xuống 10% cho 64.500 khách hàng trong giai đoạn 2018 - 2020, do Ban Quản lý dự án lưới điện Khánh Hòa thực hiện.

Xây dựng quy trình tự động hóa cập nhật dữ liệu đo đếm vào phần mềm PSS/ADEPT nhằm theo dõi liên tục chất lượng điện năng và hệ số công suất. Đảm bảo toàn bộ 590 trạm biến áp phân phối luôn vận hành với biên độ điện áp duy trì ổn định trong khoảng sai lệch không quá ±5% so với điện áp danh định 22 kV, chịu sự giám sát định kỳ của Ban Kỹ thuật Tổng công ty Điện lực Miền Trung.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Kỹ sư điều độ và quản lý vận hành lưới điện phân phối tại các công ty điện lực: Nắm vững quy trình mô hình hóa mạng điện thực tế, ứng dụng thành thạo phần mềm PSS/ADEPT để giải quyết dứt điểm các bài toán phân bố công suất, chống quá tải và giảm tổn thất kỹ thuật cho lưới điện đô thị.

Cán bộ quản lý quy hoạch và kỹ thuật tại các tổng công ty điện lực: Khai thác phương pháp luận đánh giá chỉ tiêu độ tin cậy và kiểm soát công suất phản kháng theo đúng tiêu chí của EVNCPC và quy định của Thông tư 39/2015/TT-BCT để xây dựng định mức kinh tế - kỹ thuật sát với thực tế.

Giảng viên và nhà nghiên cứu chuyên ngành Kỹ thuật điện/Hệ thống điện: Sử dụng luận văn làm tài liệu tham khảo giảng dạy chuyên sâu về tối ưu hóa mạng lưới phân phối, vận hành mạch vòng kín hở và thuật toán kinh tế tụ bù (CAPO/TOPO).

Học viên cao học và sinh viên ngành Điện lực: Tiếp cận nghiên cứu tình huống (case study) thực tế có đầy đủ số liệu đo đếm, sơ đồ nguyên lý 12 xuất tuyến và phương pháp luận tính toán chuẩn mực để áp dụng vào các đề tài tốt nghiệp chuyên ngành kỹ thuật điện.

Câu hỏi thường gặp

Tại sao một số xuất tuyến 22 kV tại Nha Trang lại có tỷ lệ tổn thất cao lên tới 8,98%? Nguyên nhân chủ yếu do sự bùng nổ của các phụ tải khách sạn, dịch vụ du lịch tập trung dọc theo một số trục đường chính, trong khi 11/18 cụm tụ bù trung áp bị hư hỏng hoặc cô lập, khiến đường dây phải truyền tải lượng công suất phản kháng lớn trên quãng đường dài.

Phần mềm PSS/ADEPT giải quyết bài toán bù công suất phản kháng tối ưu theo nguyên lý nào? Module CAPO của PSS/ADEPT thực hiện phép tính kinh tế - kỹ thuật lặp để so sánh giá trị tiền điện tiết kiệm được từ việc giảm tổn thất công suất tác dụng với chi phí đầu tư, bảo trì tụ bù, từ đó tự động chỉ định vị trí và dung lượng bù đạt hiệu quả tài chính cao nhất.

Tiêu chí kiểm soát công suất phản kháng của EVNCPC quy định cụ thể như thế nào? Tổng công ty Điện lực Miền Trung quy định nghiêm ngặt: so với tổng sản lượng điện năng tác dụng giao nhận ở đầu xuất tuyến, sản lượng điện năng phản kháng nhận không được vượt quá 20% và sản lượng phản kháng phát ngược vào hệ thống không được vượt quá 2%.

Việc tái cấu hình điểm mở tối ưu (TOPO) đem lại lợi thế gì so với việc xây dựng thêm đường dây mới? Thuật toán TOPO giúp phân bổ lại dòng công suất trên các nhánh mạch vòng thông qua thao tác đóng cắt các dao cách ly và LBS sẵn có. Phương án này hoàn toàn không phát sinh chi phí đầu tư hạ tầng mà vẫn giảm tổn thất kỹ thuật toàn mạng từ 12% đến 18%.

Lắp đặt tụ bù trung áp 300 kVAr có nguy cơ gây quá điện áp trong chế độ thấp điểm ban đêm hay không? Nguy cơ này hoàn toàn được loại trừ khi sử dụng module CAPO, vì thuật toán luôn kiểm tra giới hạn điện áp trên từng nút qua tất cả các chế độ phụ tải 24 giờ, đảm bảo điện áp cực đại tại mọi thời điểm không vượt quá 105% điện áp danh định.

Kết luận

• Luận văn đã mô hình hóa và tính toán toàn diện 12 xuất tuyến 22 kV với 590 trạm biến áp phân phối thuộc Điện lực Trung tâm Nha Trang bằng phần mềm PSS/ADEPT 5.0.
• Xác định chính xác nguyên nhân gây tổn thất cao tại các xuất tuyến trọng điểm (đạt tới 8,98%) và tình trạng hoạt động không hiệu quả của 11/18 cụm tụ bù hiện hữu.
• Đề xuất giải pháp phối hợp giữa module CAPO (tối ưu hóa vị trí bù) và TOPO (chọn điểm mở mạch vòng), giúp cắt giảm tổn thất công suất hơn 14% và nâng điện áp nút đạt chuẩn kỹ thuật.
• Đảm bảo toàn bộ hệ thống vận hành tuân thủ chặt chẽ tiêu chuẩn Thông tư 39/2015/TT-BCT và quy định kiểm soát phản kháng nhận/phát của EVNCPC.
• Cung cấp mô hình mẫu có khả năng nhân rộng cho các đô thị du lịch ven biển có đặc điểm phụ tải tương đồng.

Đóng góp lớn nhất của công trình là xây dựng phương án vận hành tối ưu mang tính thực tiễn cao, giúp đơn vị quản lý khai thác tối đa năng lực thiết bị sẵn có mà không phát sinh chi phí đầu tư lớn. Các bước tiếp theo cần tập trung vào việc tự động hóa giám sát lưới điện qua SCADA và tiếp tục cập nhật dữ liệu phụ tải giai đoạn 2018 - 2020. Hãy liên hệ các đơn vị nghiên cứu học thuật hoặc đơn vị điều độ phân phối để áp dụng ngay phương pháp luận tối ưu hóa này vào thực tế lưới điện địa phương.

Trích đoạn nội dung tài liệu

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC TRUNG TÂM NHA TRANG 1. Đặc điểm của lưới điện phân phối 22kV Điện lực Trung tâm Nha Trang 1. Khối lượng đường dây và TBA Địa bàn quản lý của Điện lực Trung tâm Nha Trang bao gồm 15 phường xã trung tâm thành phố Nha Trang. Đường dây trung áp 22 KV: 63,513 km, đường dây hạ áp: 255,98 km trong đó cáp ngầm là 1,508 km, trạm biến áp phân phối: 626 TBA, tổng dung lượng 255.

Trong đó tài sản khách hàng 339 TBA, dung lượng 164.432 KVA, với tổng số 64.500 khách hàng, chiếm 18,3% tổng số khách hàng của Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa. Sơ đồ kết dây hiện tại Trạm nguồn truyền tải cấp cho hệ thống lưới điện Điện lực Trung tâm Nha Trang từ trạm biến áp 110kV E27 với công suất 2x63MVA gồm 3 xuất tuyến 35 kV: 371-E27, 372-E27, 374-E27 và 12 xuất tuyến 22 kV: 471-E27, 472-E27, 473- E27, 474-E27, 475-E27, 476-E27, 477-E27, 478-E27, 479-E27, 480-E27, 484-E27, 485-E27. Nguồn điện dự phòng cấp cho hệ thống lưới điện Điện lực Trung tâm Nha Trang được lấy từ trạm biến áp 220kV-E29 Vĩnh Phương, 220kV-E31 Diên Khánh, 220kV-EBT Bình Tân. Điện lực Trung tâm Nha Trang có đường dây liên kết thành mạng vòng kín nhưng vận hành hở, các xuất tuyến kết với nhau bằng dao cách ly liên lạc.

Vì có lắp đặt mạch vòng nên độ tin cậy cung cấp điện tốt hơn nhưng lại gây khó khăn về vấn đề bảo vệ rơle và việc quản lý vận hành. Các vị trí liên lạc trên xuất tuyến 22 kV: - Xuất tuyến 471-E27 liên lạc với xuất tuyến 479-E27 thông qua CDLL tại vị trí 471-479 /27-1. - Xuất tuyến 471-E27 liên lạc với xuất tuyến 472-E27 thông qua CDLL tại các vị trí 471-472 /24-2, 471-472 /19-3, 471-472 /45-8. - Xuất tuyến 471-E27 liên lạc với xuất tuyến 473-E27 thông qua CDLL tại vị trí 471-473 /65-1.

- Xuất tuyến 472-E27 liên lạc với xuất tuyến 474-E31 thông qua CDLL tại vị trí 472E27-474E31 /41-19-1. 5 - Xuất tuyến 472-E27 liên lạc với xuất tuyến 474-E27 thông qua CDLL tại vị trí 472-474 /31-1. - Xuất tuyến 473-E27 liên lạc với xuất tuyến 477-E27 thông qua CDLL tại vị trí 473-477 /25-21. - Xuất tuyến 473-E27 liên lạc với xuất tuyến 485-E27 thông qua CDLL tại vị trí 473-485 /58-3.

- Xuất tuyến 473-E27 liên lạc với xuất tuyến 474-E27 thông qua CDLL tại vị trí 473-474 /67. - Xuất tuyến 474-E27 liên lạc với xuất tuyến 485-E27 thông qua LBS tại vị trí 371-474-485 /49, thông qua CDLL tại vị trí 474-485 /72. - Xuất tuyến 474-E27 liên lạc với xuất tuyến 484-E27 thông qua CDLL tại vị trí 474-484 /64-14. - Xuất tuyến 475-E27 liên lạc với xuất tuyến 476-E27 thông qua CDLL tại vị trí 475-476 /38-2-1, 475-476 /29.

- Xuất tuyến 477-E27 liên lạc với xuất tuyến 484-E27 thông qua LTDLL tại vị trí 477-484 /31-1. - Xuất tuyến 477-E27 liên lạc với xuất tuyến 478-E32 thông qua LTDLL tại vị trí 477-478/32. - Xuất tuyến 478-E27 liên lạc với xuất tuyến 485-E27 thông qua LBS kín tại vị trí 371-478-485 /17. - Xuất tuyến 484-E27 liên lạc với xuất tuyến 485-E27 thông qua CDLL tại vị trí 484-485 /17, thông qua LBS kín tại vị trí 484-485 /27-14.

Các vị trí phân đoạn giữa xuất tuyến 22 kV: - Phân đoạn xuất tuyến 471-E27 tại các vị trí: 29, 45, 63. - Phân đoạn xuất tuyến 472-E27 tại các vị trí: 41-1, 41-11. - Phân đoạn xuất tuyến 473-E27 tại các vị trí: 25-10, 35, 52. - Phân đoạn xuất tuyến 474-E27 tại các vị trí: 27-1, 31, 27-3-1, 62.

- Phân đoạn xuất tuyến 475-E27 tại các vị trí: 24, 47, 78. - Phân đoạn xuất tuyến 476-E27 tại các vị trí: 29, 49. - Phân đoạn xuất tuyến 477-E27 tại các vị trí: 24-1, 27-1. - Phân đoạn xuất tuyến 478-E27 tại các vị trí: 2, 32.

- Phân đoạn xuất tuyến 479-E27 tại các vị trí: 1-1, 03, 26. - Phân đoạn xuất tuyến 484-E27 tại các vị trí: 2, 27-1, 34, 49. - Phân đoạn xuất tuyến 485-E27 tại các vị trí: 34, 47. Các vị trí lắp đặt tụ bù trên xuất tuyến 22 kV: Bảng 1.

Các vị trí đặt tụ bù trên lưới điện phân phối Cấp Tụ bù Tên xuất tuyến/ điện Cố định Tình TBĐC Stt Vị trí lắp đặt áp Số D.lượng trạng trung áp (kV) cụm (kVAr) VH vận 1. TBN403-(471/42) 22 1 300 LBS hành TBN404-(472 cột vận 2. TBN406-(472/41-6) 22 1 300 hỏng FCO TBN407-(473 cột 371- 4. 22 1 600 cô lập LBS 473/61) vận 5.

TBN408-(473/33) 22 1 300 FCO hành 6. TBN409-(474/27-3-11) 22 1 600 cô lập FCO vận 7. TBN4010-(474/41) 22 1 300 LBS hành 8. TBN4011-(474/63) 22 1 600 cô lập FCO 9.

TBN4012-(475/64-8) 22 1 300 cô lập FCO TBN4013_(475 cột 475- vận 10. 22 1 300 FCO 476/119) hành TBN4014-(476 cột 475- vận 11. TBN4015-(477/24-17) 22 1 300 cô lập FCO 13. TBN4016-(477/27-3) 22 1 300 cô lập FCO TBN4017-(478 cột 477- 14.

22 1 300 cô lập FCO 78/25) 15. TBN401-(479/11) 22 1 300 cô lập FCO vận 16. TBN402-(479/33) 22 1 300 FCO hành 17. TBN4018-(485/11-3) 22 1 300 cô lập FCO 18.

TBN405-(484-485/58) 22 1 600 cô lập FCO Ti?p b?n v? NL-471A RMU-T.143 C42 C41 LBS kín Tuy?n 473-E27 CDLL tuy?n 471-E27 và tuy?n 473-E27 7 RMU-T. Sơ đồ nguyên lý tuyến 471 – E27 Tuy?n 472-E27 NR 472-E27/41-1 CDLL tuy?n 471-E27 và tuy?n 472-E27 (Tháo lèo) Tuy?n 471-E27 CDLL tuy?n 471-E27 và tuy?n 472-E27 Dao ti?p d?a LBS h? CDLL tuy?n 472-E27 và tuy?n 474-E31 8 Ti?p b?n v? NL-472A C41 RMU-T268 Cáp ng?m qua c?u Tr?n Phú KWH Ranh gi?i ÐL Vinh H?i Qu?n lý T? E31 d?n Hình 1. Sơ đồ nguyên lý tuyến 472 – E27 CÔNG TY C? PH? N ÐI? N L? C KHÁNH HÒA TR? M BI? N ÁP TRUNG GIAN E27 NHA TRANG ÐI? N L? C TRUNG TÂM NHA TRANG Công su?t (63+63) MVA - 110/35/22kV P.Giám d?c Nguy?n Van Hung TP KH - KT SO Ð? NGUYÊN LÝ TUY? N 472-E27 Tr?n Quang Hi?n Ki?m tra T? l? Giai do?n Th?i gian NL - 472B C?p nh?t Lê Vi?t Linh QLKT 03/2017 TC 22kV TRAÛM 110kV E27 CDLL tuy?n 473-E27 Tuy?n 477-E27 và tuy?n 477-E27 Dao ti?p d?a CDLL tuy?n 473-E27 Tuy?n 484-E27 và tuy?n 484-E27 LBS kín LBS kín 9 và tuy?n 485-E27 và tuy?n 473-E27 Tuy?n 471-E27 CDLL tuy?n 473-E27 CDLL tuy?n 471-E27 Tuy?n 485-E27 C41 C41 RMU-T541 RMU-T390 LBS kín LTD Hình 1. Sơ đồ nguyên lý tuyến 473 – E27 C41 C41 RMU-T287 RMU-T305 RMU-T107 CDLL tuy?n 474-E27 LBS h? và tuy?n 484-E27 C42 Tuy?n 484-E27 LTD Tuy?n 473-E27 LBS kín LBS kín và tuy?n 474-E27 CDLL tuy?n 473-E27 LBS h? 10 Ti?p b?n v? NL-474E27-01 Tuy?n 485-E27 CDLL tuy?n 474-E27 và tuy?n 485-E27 C41 Hình 1.

Sơ đồ nguyên lý tuyến 474 – E27 RMU-T105 CÔNG TY C? PH? N ÐI? N L? C KHÁNH HÒA TR? M BI? N ÁP TRUNG GIAN E27 NHA TRANG ÐI? N L? C TRUNG TÂM NHA TRANG Công su?t (63+63) MVA - 110/35/22kV P.Giám d?c Nguy?n Van Hung TP KH - KT SO Ð? NGUYÊN LÝ TUY? N 474-E27 Tr?n Quang Hi?n Ki?m tra T? l? Giai do?n Th?i gian C?p nh?t NL - 474B Lê Vi?t Linh QLKT 03/2017 DIÊN KHÁNH KWH LBS h? LBS kín Tuy?n 476-E27/29 t?i RMU-T354 RMU VÐT01 RMU VÐT04 C41 THANH CAÏI 22kV TRAÛM 110kV E27 11 T?i NR 476-E27/29-1A T?i NR 476-E27/29-1C T?i tr?m xây T.399 RMU VÐT02 RMU VÐT03 Hình 1. Sơ đồ nguyên lý tuyến 475 – E27 CDLL tuy?n 475-E27 và tuy?n 476-E27 Tuy?n 476-E27 CÔNG TY C? PH? N ÐI? N L? C KHÁNH HÒA TR? M BI? N ÁP TRUNG GIAN E27 NHA TRANG ÐI? N L? C TRUNG TÂM NHA TRANG Công su?t (63+63) MVA - 110/35/22kV P.Giám d?c Nguy?n Van Hung TP KH - KT SO Ð? NGUYÊN LÝ TUY? N 475-E27 Tr?n Quang Hi?n Ki?m tra T? l? Giai do?n Th?i gian NL - 475 C?p nh?t Lê Vi?t Linh QLKT 03/2017 DIÊN KHÁNH THANH CAÏI 22kV TRAÛM 110kV E27 KWH LBS kín Tuy?n 475-E27/29 t?i 12 RMU VÐT04 C41 LTD CDLL tuy?n 475-E27 và tuy?n 476-E27 Tuy?n 475-E27 KWH VINH H? I Cáp ng?m di t?i Hình 1. Sơ đồ nguyên lý tuyến 476 – E27 RMU KÐT HQII T.407 CÔNG TY C? PH? N ÐI? N L? C KHÁNH HÒA TR? M BI? N ÁP TRUNG GIAN (1x750+1x560)kVA E27 NHA TRANG ÐI? N L? C TRUNG TÂM NHA TRANG Công su?t (63+63) MVA - 110/35/22kV P.Giám d?c Nguy?n Van Hung TP KH - KT SO Ð? NGUYÊN LÝ TUY? N 476-E27 Tr?n Quang Hi?n Ki?m tra T? l? Giai do?n Th?i gian NL - 476 C?p nh?t Lê Vi?t Linh QLKT 03/2017 LBS h? (Ti?p theo b?n v? NL-477A) LBS h? LBS h? RMU HQI-01 RMU HQI-03 C41 RMU-T307 C41 C41 LBS h? C41 C41 RMU-MG1 RMU-MG3 13 C41 C41 T.461 630kVA RMU HQI-02 (D? phòng) T.462 400kVA C41 RMU-MG2 C41 T. Sơ đồ nguyên lý tuyến 477 – E27 D? phòng T.464 D? phòng t?i RMU - MG4 560kVA CÔNG TY C? PH? N ÐI? N L? C KHÁNH HÒA TR? M BI? N ÁP TRUNG GIAN T.467 C41 E27 NHA TRANG 400kVA ÐI? N L? C TRUNG TÂM NHA TRANG Công su?t (63+63) MVA - 110/35/22kV P.Giám d?c Nguy?n Van Hung (D? phòng) TP KH - KT SO Ð? NGUYÊN LÝ TUY? N 477-E27 Tr?n Quang Hi?n Ki?m tra T? l? Giai do?n Th?i gian NL - 477B C?p nh?t Lê Vi?t Linh QLKT 03/2017 14 THANH CAÏI 22kV TRAÛM E27 LBS kín Tuy?n 485-E27 VINH NGUYÊN CDLL gi?a ÐLTT và Vinh Nguyên Hình 1.

Sơ đồ nguyên lý tuyến 478 – E27 Hình 1. Sơ đồ nguyên lý tuyến 479 – E27 THANH CAÏI 22kV TRAÛM E27 Tuy?n 471-E27 LBS h? RMU 479-01 CDLL tuy?n 479-E27 và tuy?n 472-E31 T? E31 d?n kín KWH CDLL tuy?n 471-E27 và tuy?n 479-E27 Tuy?n 471-E27 C41 Dao ti?p d?a RMU-CHAM OASIS-T.377 RMU 479-02 15 THANH CAÏI 22kV TRAÛM 110kV E27 >>Chua thi công<< RMU VENESIA01 RMU VENESIA02 RMU VENESIA03 483-15 483-76 483-15 483-76 483-15 483-76 483-1 C41 483-7 483-1 C41 483-7 483-1 C42 483-7 431-1 432-1 433-1 431-1 432-1 433-1 431-1 432-1 433-1 431 431-05 432 432-05 433 433-05 431 431-05 432 432-05 433 433-05 431 431-05 432 432-05 433 433-05 >>Chua thi công<< T?i tr?m T.471 D? phòng D? phòng D? phòng D? phòng D? phòng D? phòng D? phòng D? phòng RMU VENESIA06 RMU VENESIA05 RMU VENESIA04 480-25 480-76 480-25 480-76 480-25 480-76 480-2 C42 480-7 480-2 C42 480-7 480-2 C42 480-7 431-2 432-2 433-2 434-2 435-2 476-7 431-2 432-2 433-2 431-2 432-2 433-2 476-76 431 431-05 432 432-05 433 433-05 434 434-05 435 435-05 431 431-05 432 432-05 433 433-05 431 431-05 432 432-05 433 433-05 >>Chua thi công<< D? phòng D? phòng D? phòng D? phòng D? phòng D? phòng D? phòng T?i tr?m T.475 D? phòng RMU VÐT04 C41 16 CDLL CDLL 476-480-E27 475-480-E27 XT 476-E27 XT 475-E27 RMU T.405:2x630kVA RMU VÐT03 RMU VÐT02 RMU VÐT01 CDLL T.406:2x750kVA 475-480-E27 KWH C41 C41 Hình 1. Sơ đồ nguyên lý tuyến 480 – E27 VINH H? I RMU T.407 (750kVA) C41 CÔNG TY C? PH? N ÐI? N L? C KHÁNH HÒA TR? M BI? N ÁP TRUNG GIAN RMU T.396B E27 NHA TRANG ÐI? N L? C TRUNG TÂM NHA TRANG Công su?t (63+63) MVA - 110/35/22kV P.Giám d?c Nguy?n Van Hung TP KH - KT SO Ð? NGUYÊN LÝ TUY? N 480-E27 Tr?n Quang Hi?n Ki?