Luận văn thạc sĩ Kỹ thuật điện: Tái cấu trúc lưới điện 110KV để làm giảm dòng ngắn mạch trên thanh cái 22KV các trạm 110KV khu vực nam Sông Tiền, tỉnh Đồng Tháp

Do đó, cần thiết phải nghiên cứu tìm giải pháp hạn chế dòng điện ngắn mạch để nâng cao tính vận hành an toàn của thiết bị đóng cắt và các phần tử trong hệ thống điện.. Mục tiêu của luận

GIỚI THIỆU CHUNG

Lý do chọn đề tài

Hệ thống điện là một hệ thống được liên kết bởi các nhà máy điện và các lưới điện Trong thời gian gần đây, cùng với sự phát triển nhanh của nguồn và lưới điện đáp ứng cho sự phát triển nhanh của phụ tải đã dẫn đến dòng ngắn mạch trong lưới điện tăng cao Vấn đề này đặt ra yêu cầu cao hơn trong quan hệ điện - động lực học cũng như độ bền nhiệt của các phần tử trong hệ thống điện Đồng thời, yêu cầu cao về độ tin cậy của thiết bị đóng cắt và bảo vệ rơ le Do đó, cần thiết phải nghiên cứu tìm giải pháp hạn chế dòng điện ngắn mạch để nâng cao tính vận hành an toàn của thiết bị đóng cắt và các phần tử trong hệ thống điện Để ngăn ngừa sự cố MBA 110kV đến 500kV trên hệ thống điện, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có Công văn số 6270/EVN-KTSX ngày 18/09/2020 [1] và Tổng công ty Điện lực miền Nam có Công văn 8479/EVN SPC-KT ngày 01/10/2020 [2] Qua đó, để hạn chế sự cố xảy ra trên lưới điện trung áp các Đơn vị quản lý vận hành phải thí nghiệm lại đáp ứng tần số quét để đánh giá sự xô lệch của các bối dây nếu MBA có chịu sự cố dòng điện ngắn mạch lớn hơn hoặc bằng 10kA đối với máy 63MVA và lớn hơn hoặc bằng 6kA đối với máy 40MVA

- Trong những năm gần đây, lưới phân phối khu vực Nam sông Tiền, tỉnh Đồng Tháp đã xảy ra 26 vụ sự cố lưới phân phối làm ảnh hưởng đến thiết bị điện và độ tin cậy cung cấp điện Trong các vụ sự cố có 02 trường hợp ngắn mạch làm tác động máy cắt đầu xuất tuyến 22kV với dòng ngắn mạch lớn hơn 10kA và 11 trường hợp ngắn mạch với dòng ngắn mạch lớn hơn 6kA

- Công ty Điện lực Đồng Tháp phải thuê đơn vị thí nghiệm tổ chức thí nghiệm định kỳ các máy biến áp 110kV sau khi xảy ra các trường hợp dòng ngắn mạch lớn hơn hoặc bằng 10kA đối với máy 63MVA và lớn hơn hoặc bằng 6kA đối với máy 40MVA [3] Việc thí nghiệm định kỳ khá tốn kém và mất nhiều thời gian làm ảnh hưởng đến hoạt động sản xuất kinh doanh tại đơn vị cũng như ảnh hưởng đến việc cung cấp điện cho khách hàng

- Qua tìm hiểu bài báo chuyển mạch tối ưu để hạn chế dòng ngắn mạch trên Deep Reinforcement Learning đăng trên tạp chí Energies ngày 05/12/2022 phù hợp với điều kiện lưới điện khu vực nam sông Tiền, tỉnh Đồng Tháp với những ưu điểm chi phí thực hiện thấp, có thể thực hiện ngay [4] Do đó tác giả đề xuất giải pháp tái cấu trúc lưới điện 110kV để làm giảm dòng ngắn mạch trên thanh cái 22kV các trạm 110kV khu vực Nam sông Tiền, tỉnh Đồng Tháp làm đề tài luận văn

- Đề tài nghiên cứu áp dụng thuật toán Symbiotic Organism Search (SOS) tìm ra giải pháp tái cấu trúc lưới tối ưu để làm giảm dòng ngắn mạch trên thanh cái 22kV chưa được nghiên cứu trên lưới điện 110kV khu vực Nam sông Tiền, tỉnh Đồng Tháp.

Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu

Mục tiêu của luận văn là tìm ra một giải thuật phù hợp cho kết quả đáng tin cậy trong việc giảm dòng ngắn mạch trên thanh cái 22kV của các trạm biến áp 110kV khu vực Nam sông Tiền, tỉnh Đồng Tháp Luận văn này giúp chúng ta giải quyết các vấn đề sau:

- Nghiên cứu tổng quan dòng điện ngắn mạch trên lưới điện 110kV khu vực Nam sông Tiền, tỉnh Đồng Tháp

- Nghiên cứu và đề xuất các giải pháp giảm dòng ngắn mạch trên lưới điện khu vực Nam sông Tiền, tỉnh Đồng Tháp

- Kiểm chứng trên một số lưới điện mẫu nhằm đánh giá tính đúng đắn của ý tưởng đề xuất

- Áp dụng các giải pháp giảm dòng ngắn mạch trên lưới điện khu vực Nam sông Tiền, tỉnh Đồng Tháp.

Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

- Đối tượng nghiên cứu của đề tài là lưới điện 110kV khu vực Nam sông Tiền tỉnh Đồng Tháp

- Phạm vi nghiên cứu của đề tài là tái cấu trúc lưới điện 110kV để làm giảm dòng ngắn mạch trên thanh cái 22kV Từ đó đưa ra cấu trúc lưới hiệu quả cho từng trường hợp cụ thể lưới điện 110kV theo hàm mục tiêu

Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài

- Đề tài mang lại các ý nghĩa khoa học và thực tiễn như sau:

- Các giải pháp hạn chế dòng ngắn mạch trên lưới điện phân phối là cơ sở tính toán các chế độ vận hành và sự cố hệ thống điện

- Các giải pháp này cũng nhằm khắc phục các ảnh hưởng xấu của dòng ngắn mạch đến các phần tử trong hệ thống điện

- Ý nghĩa thực tiễn lớn nhất là giúp các cơ quan quản lý và vận hành lưới điện vạch ra chiến lược quy hoạch, thiết kế và vận hành lưới điện an toàn, hiệu quả.

Phương pháp nghiên cứu

Các phương pháp nghiên cứu được triển khai trong chuyên đề này là:

- Thu thập các thông tin tài liệu có liên quan đến chuyên đề nghiên cứu

- Xây dựng thuật toán đánh giá dòng ngắn mạch lưới điện 110kV và áp dụng tính toán cho lưới điện phân phối khu vực Nam sông Tiền

- Mô phỏng trên máy tính thông qua phần mềm MATLAB, PSS/ADEPT phân tích kết quả mô phỏng và đưa ra nhận xét.

Kết quả đạt được

Luận văn giúp tìm ra biện pháp tối ưu trong việc cấu trúc lưới điện 110kV giúp đơn vị quản lý và vận hành lưới điện vạch ra chiến lược quy hoạch, thiết kế và vận hành lưới điện an toàn, hiệu quả.

Bố cục luận văn

Luận văn tập trung các vấn đề liên quan đến Tái cấu trúc lưới điện 110kV để làm giảm dòng ngắn mạch trên thanh cái 22kV các trạm 110kV khu vực Nam sông Tiền, tỉnh Đồng Tháp, bao gồm các nội dung như sau:

+ Chương 2: Tổng quan về ngắn mạch và các giải pháp giảm dòng ngắn mạch + Chương 3: Bài toán cấu trúc lưới điện để giảm dòng ngắn mạch

+ Chương 4: Hiện trang lưới điện khu vực Nam sông Tiền, tỉnh Đồng Tháp + Chương 5: Tính toán tái cấu trúc lưới điện để giảm dòng ngắn mạch

4 + Chương 6: Kết luận và hướng phát triển tương lai.

Kết luận

Từ tình hình thực tế lưới điện 110kV và các thông số trên chương trình PSS/ADEPT sơ đồ lưới điện 110kV khu vực Nam sông Tiền, tỉnh Đồng Tháp, tác giả đề xuất giải pháp tái cấu trúc lưới điện 110kV để làm giảm dòng ngắn mạch trên trên thanh cái 22kV các trạm 110kV bằng thuật toán Symbiotic Organism Search (SOS) làm đề tài của luận văn

TỔNG QUAN VỀ NGẮN MẠCH VÀ CÁC GIẢI PHÁP GIẢM DÒNG NGẮN MẠCH

Những khái niệm và định nghĩa cơ bản

Ngắn mạch trong hệ thống điện chỉ hiện tượng các dây dẫn pha chạm chập nhau hoặc chập đất (trong hệ thống điện có trung điểm nối đất) Khi xảy ra ngắn mạch thì tổng trở của hệ thống giảm đi (giống như mạch điện bị ngắn lại), dòng điện tăng lên đáng kể gọi là dòng ngắn mạch [6]

Ngắn mạch một pha (chạm đất) trong mạng có trung tính nối đất trược tiếp là hiện tượng chạm đất của một pha xuống đất và dòng ngắn mạch chạy qua điểm trung tính là khá lớn

Chạm đất một pha trong mạng điện có trung tính không nối đất hay nối đất qua cuộn dây dập hồ quang là hiện tượng mà tại nơi chạm đất dòng điện chạy qua rất bé và chạy qua các điện dung ký sinh trở về điểm chạm đất, thường rất bé nên không thể được xem là dòng ngắn mạch

Tổng trở ngắn mạch là tổng trở trung gian tại chổ ngắn mạch, trị số của nó phụ thuộc vào độ tiếp xúc, mức độ phát hồ quang, chất liệu … Trường hợp nguy hiểm nhất là ngắn mạch qua tổng trở bằng 0 gọi là ngắn mạch trực tiếp

- Ngắn mạch ba pha: được định nghĩa là ngắn mạch xảy ra đồng thời ở cả 03 pha, tuy không thường xuyên xảy ra nhưng đây là loại sự cố nặng nề nhất

- Ngắn mạch chạm đất 01 pha

- Ngắn mạch 02 pha không chạm đất

- Ngắn mạch 02 pha chạm đất

2.1.3 Nguyên nhân và hậu quả:

- Nguyên nhân: nguyên nhân chung và chủ yếu của ngắn mạch là do cách điện bị hư hỏng, mà tác nhân gây hư hỏng cách điện có thể là: bị già cỗi do thời gian làm việc quá lâu, chịu tác động về mắt cơ khí (như đào đất, thả diều, xe cộ va quẹt…), hay do các loài vật (chim chóc, rắn, thú vật …) hoặc do gió bão, sấm sét hoặc ngắn mạch xảy ra có thể do thao tác đóng cắt nhầm

• Phát nóng cục bộ rất nhanh gây cháy nổ, già cỗi cách điện

• Sinh ra lực cơ khí lớn làm hư hỏng các thiết bị xung quanh

• Gây sụt áp lưới ảnh hưởng đến sản xuất

• Gây mất ổn định hệ thống ảnh hưởng đến an ninh mạng

• Tạo các phần tử gây nhiễu từ các dòng điện bất đối xứng ảnh hưởng đến chất lượng điện năng

• Làm gián đoạn cung cấp điện cho các hộ tiêu thụ …

2.1.4 Mục đích của việc tính toán ngắn mạch:

- Lựa chọn các trang thiết bị phù hợp

- Tính toán hiệu chỉnh các phần tử bảo vệ cho hệ thống

- Lựa chọn các sơ đồ hệ thống thích hợp cho vận hành

- Lựa chọn các thiết bị hạn chế dòng điện ngắn mạch

- Nghiên cứu các hiện tượng quá độ điện từ trong hệ thống

- Nghiên cứu ổn định hệ thống.

Cách tính ngắn mạch

Tóm tắt công thức tính toán dòng ngắn mạch:

7 Gọi Z là ma trận tổng dẫn của lưới Cho sự cố tại nút thứ n của lưới

- Ngắn mạch một pha chạm đất:

- Ngắn mạch hai pha chạm nhau:

- Ngắn mạch hai pha chạm nhau chạm đất:

- Điện áp tại nút k bất kỳ khi xảy ra sự cố:

Với In-1 , In-2 , In-0 dòng ngắn mạch thứ tự thuận, thứ tự nghịch, thứ tự không

Znm-1, Znm-2, Znm-0: ma trận tổng trở thứ tự thuận, thứ tự nghịch, thứ tự không

Từ các kết luận trên, rút ra tổng kết các nguyên tắc chọn giải pháp tổng thể giảm dòng ngắn mạch trên lưới truyền tải như sau:

8 Cấu hình hệ thống điện cần thỏa mãn tiêu chí về vận hành tin cậy, điện áp nút và dòng ngắn mạch tổng tại các nút ở mức tối ưu (đáp ứng quy định) Đây là giải pháp quan trọng nhất và kinh tế nhất Để đạt yêu cầu về dòng ngắn mạch cần thực hiện các giải pháp tiếp sau để tăng tổng trở hệ thống (x Σ ) lớn nhất có thể

- Hạn chế số mạch song song là ít nhất

- Hạn chế các đường dây song song vận hành cùng điểm đầu điểm cuối, tách thanh cái để tăng tổng trở hệ thống điện

- Mức độ tập trung nguồn phải được quy định về dòng ngắn mạch của nguồn đổ vào hệ thống trong giới hạn

- Nâng cao điện áp truyền tải nếu có thể: 110kV lên 220kV, lên 500kV Đây là bài toán kinh tế - kỹ thuật.

Quy định của Việt Nam về ngắn mạch

- Quy định về dòng ngắn mạch tại các trạm 110kV được quy định tại Điều 9 Thông tư số 39/2015/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm 2015 của Bộ Công Thương về Thông tư Quy định hệ thống điện phân phối và được sửa đổi bổ sung theo Thông tư số 30/2019/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm 2019 của Bộ Công Thương về Thông tư Sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 25/2016/TT-BCT ngày 30 tháng 11 năm 2016 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện truyền tải và Thông tư số 39/2015/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống điện phân phối [6, 7]

- Công văn số 6270/EVN-KTSX ngày 18 tháng 9 năm 2020 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam về việc ngăn ngừa sự cố MBA 110kV đến 500kV trên hệ thống điện [1]

- Công văn số 8479/EVN SPC-KT ngày 01 tháng 10 năm 2020 của Tổng công ty Điện lực miền Nam về việc triển khai các giải pháp ngăn ngừa sự cố MBA 110kV trên hệ thống điện [2]

9 Theo Điều 9 Thông tư 39/2015/TT-BCT quy định dòng ngắn mạch lớn nhất cho phép và thời gian tối đa loại trừ sự cố như bảng 2.1 [6]:

Bảng 2.1: Dòng ngắn mạch lớn nhất cho phép và thời gian loại trừ sự cố Điện áp Dòng ngắn mạch lớn nhất (kA)

Thời gian tối đa loại trừ sự cố của bảo vệ chính (ms)

Thời gian chịu đựng tối thiểu của thiết bị (s) Áp dụng tới ngày 31/12/2017 Áp dụng từ ngày

Theo khoản 6 điều 2 Thông tư 30/2019/TT-BCT sửa đổi điều 9 Thông tư 39/2015/TT-BCT, quy định dòng ngắn mạch lớn nhất cho phép và thời gian tối đa loại trừ sự cố như bảng 2.2 [7]:

Bảng 2.2: Dòng ngắn mạch lớn nhất cho phép và thời gian loại trừ sự cố Điện áp Dòng ngắn mạch lớn nhất

Thời gian tối đa loại trừ sự cố của bảo vệ chính (ms)

Trung áp 25 500 Để ngăn ngừa sự cố MBA 110kV đến 500kV trên hệ thống điện, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có Công văn số 6270/EVN-KTSX ngày 18/09/2020 và Tổng công ty Điện lực miền Nam có Công văn 8479/EVN SPC-KT ngày 01/10/2020 Qua đó, để hạn chế sự cố xảy ra trên lưới điện trung áp do các Đơn vị quản lý, các Đơn vị quản lý vận hành phải thực hiện:

- Cô lập chức năng tự đóng lại (F79) các phát tuyến 22kV khi có dòng điện ngắn mạch lớn hơn 10kA Trước khi đóng lại phải kiểm tra tìm được và loại trừ nguyên nhân sự cố trên đường dây trung áp

- Phải thí nghiệm lại đáp ứng tần số quét để đánh giá sự xô lệch của các bối dây nếu trong chu kỳ thí nghiệm, MBA có chịu sự cố dòng điện ngắn mạch lớn hơn hoặc bằng 10kA đối với máy 63MVA và lớn hơn hoặc bằng 6kA đối với máy 40MVA

Một số giải pháp giảm dòng ngắn mạch hiện nay

2.4.1 Giải pháp tái cấu trúc lưới điện:

Trên thực tế, giải pháp thay đổi cầu hình lưới điện (tách lưới) là giải pháp đơn giản, ít tốn kém hơn so với phương án nâng cấp các thiết bị đóng cắt Nhược điểm của giải pháp này là làm giảm tính linh hoạt trong vận hành hệ thống điện, tăng tổn thất công suất, tổn thất điện năng do có một lượng công suất bị cưỡng bức truyền tải phi tự nhiên Đối với các hệ thống điện phát triển nhanh, có dòng điện ngắn mạch vượt quá mức cho phép của thiết bị nhưng chưa có giải pháp nào đề xử lý một cách triệt để và phù hợp thì có thể coi tách lưới như một bước trung gian để đảm bảo an toàn vận hành hệ thống điện, tránh nguy cơ hư hỏng thiết bị do dòng điện ngắn mạch khi xảy ra sự cố

Hình 2.1: Giải pháp tách thanh cái tại trạm biến áp

Trong hình vẽ (a), máy cắt CB1 đóng, nếu có ngắn mạch xảy ra ở vị trí N1 (hoặc N2) thì dòng ngắn mạch tổng sẽ bao gồm 10 thành phần từ 10 xuất tuyến đường dây Trong hình vẽ (b), khi máy cắt CB1 mở, nếu có ngắn mạch xảy ra tại N1 thì dòng điện này chỉ có các thành phần từ các xuất tuyến 1, 2, 3, 7, 8 và tương tự đối với điểm N2, dòng ngắn mạch chỉ bao gồm các thành phần từ các xuất tuyến 4, 5, 6, 9, 10 Như vậy, dòng điện ngắn mạch giảm đi do giảm được nguồn cung cấp công suất ngắn mạch đến điểm sự cố

2.4.2 Lắp đặt kháng hạn chế dòng ngắn mạch:

Lắp đặt kháng hạn chế dòng ngắn mạch thực chất là giải pháp làm tăng trở kháng của hệ thống, qua đó làm hạn chế dòng điện ngắn mạch khi có sự cố xảy ra Việc lắp đặt kháng điện để hạn chế dòng điện ngắn mạch ta có thể thực hiện một cách linh hoạt, kháng có thể được lắp đặt ngay tại vị trí phân đoạn thanh cái hoặc các xuất tuyến đường dây tại các trạm biến áp 110kV

2.4.3 Sử dụng máy biến áp có tổng trở ngắn mạch cao:

Giải pháp sử dụng máy biến áp có tổng trở ngắn mạch cao về mặt tổng thể có thể giải quyết được vấn để hạn chế dòng điện ngắn mạch trong hệ thống điện Tuy nhiên, giải pháp này chỉ phát huy hiệu quả với điều kiện công tác quy hoạch phát triển hệ thống được định hướng, do một số nguyên nhân sau:

- Máy biến áp là thiết bị đắt tiền và chế độ làm việc là liên tục nên không dễ để cô lập thay thế, nhất là đối với các trạm chỉ có 01 máy biến áp

- Tổng trở cao của một (hoặc một vài) máy biến áp không giải quyết được vấn đề mà đòi hỏi sự đồng bộ và thống nhất trong việc đầu tư, cải tạo các trạm biến áp để đảm bảo các máy biến áp trong toàn hệ thông đều có trị số tổng trở ngắn mạch cao, nhất là đối với các máy biến áp tăng áp của các máy phát điện

Như vậy, tính khả thi của việc ứng dụng giải pháp này đối với lưới điện đã bị hiện tượng dòng ngắn mạch tăng cao sẽ bị hạn chế do đây là giải pháp có tính lâu dài, không thể áp dụng trong xử lý tình huống tức thời

2.4.4 Giải pháp sử dụng cấp điện áp cao hơn:

Với cùng một quy mô công suất như nhau, ở cấp điện áp càng cao thì dòng làm việc bình thường cũng như dòng điện ngắn mạch càng giảm Vấn đề này là quá rõ rằng, tuy nhiên chỉ có ý nghĩa khi thiết kế một hệ thống điện mới Chính vì vậy mà trong Quy hoạch VII và Quy hoạch VIII đã được phê duyệt thì các công trình xây dựng mới là những công trình có cấp điện áp cao

12 Đối với một hệ thống điện đang vận hành, việc cải tạo, nâng cấp để sử dụng cấp điện áp cao hơn là một vấn đề vô cùng phức tạp do liên quan đến nhiều vấn đề cả về kinh tế và kỹ thuật (trong khi lại có thể áp dụng các biện pháp khác hiệu quả hơn trong vấn đề hạn chế dòng điện ngắn mạch) Tính khả thi trong trường hợp này là rất thấp

Giải pháp tự nhiên nhất để hạn chế các thiệt hại gây ra bởi dòng điện ngắn mạch là nâng cấp các thiết bị (chủ yếu là máy cắt) sao cho dòng sự cố nếu xảy ra sẽ nhỏ hơn dòng cắt cho phép của thiết bị mới được thay thế Đây không phải là giải pháp để hạn chế dòng điện ngắn mạch mà là biện pháp để “sống chung” với dòng ngắn mạch lớn Trong trường hợp này, tính linh hoạt trong vận hành hệ thống được đảm bảo do tất cả các thiết bị trên lưới điện đều có thể vận hành trong các chế độ Đối với giải pháp này ngoài yếu tố về chi phí cao khi sử dụng các thiết bị có dòng cắt định mức lớn còn phải xem xết các yếu tố kỹ thuật liên quan khác Đối với các công trình xây dựng mới thì các vấn đề phát sinh không ảnh hướng đáng kể nhưng đối với các trạm đang vận hành thì việc thay thế thiết bị toàn trạm là rất khó khăn và phức tạp

Khi thay thế thiết bị mới có thể sẽ phải thay đổi cả thiết kế, kết cấu xây dựng, thí nghiệm hiệu chỉnh đòi hỏi thời gian thì cũng kéo dài Hơn nữa, việc cô lập thiết bị khỏi vận hành để thay thế hoặc đáp ứng các yêu cầu về an toàn trong thi công sẽ gây gián đoạn cung cấp điện Đối với các trạm cung cấp điện phục vụ dân sinh thì thiệt hại về kinh tế do việc ngừng cấp điện còn có thể ở mức độ chấp nhận được nhưng đối với các phụ tải công nghiệp, đặc biệt là các dây truyền sản xuất công nghệ cao và liên tục thì việc tách thiết bị gây gián đoạn cung cấp điện trong thời gian dài rất khó được chấp nhận

Một yếu tố quan trọng khác cần xem xét là dòng điện ngắn mạch có khả năng vượt quá dòng cắt cho phép của các máy cắt trên thị trường hay không Hiện nay, đối với cấp điện áp 110kV, dòng cắt ngắn mạch của máy cắt thông thường là 31.5kA, cấp

13 điện áp 22kV dòng cắt ngắn mạch của máy cắt là 25kA Tuy nhiên, trên thực tế, nhất là đối với các hệ thống điện lớn thì dòng điện ngắn mạch hoàn toàn có khả năng vượt quá trị số này Để dảm bảo an toàn trong vận hành các trạm biến áp 110kV, Tập đoàn Điện lực Việt Nam quy định các dòng ngắn mạch tại các xuất tuyến 22kV lớn hơn 10kA phải thí nghiệm định kỳ đáp ứng tần số quét để đánh giá sự xô lệch của các bối dây Như vậy, giải pháp nâng cấp thiết bị cũng không thể giải quyết vấn đề một cách triệt để Trong xu thế liên kết hệ thống điện phát triển mạnh mẽ như hiện nay đời hỏi phải có các giải pháp xử lý thích hợp hơn

Tóm lại, từ các lý thuyết đã được trình bày, đồng thời xem xét các giải pháp liên quan đến việc hạn chế dòng ngắn mạch trên lưới điện, phân tích các nguyên nhân cũng như khả năng công nghệ thiết bị điện trong những năm gần đây mà các nước trong khu vực cũng như trên thế giới đã ứng dụng vào lưới điện cao áp có thể xem xét các giải pháp hạn chế dòng điện ngắn mạch như sau:

+ Giải pháp 1: Thay đổi cấu trúc lưới điện truyền tải theo hướng làm tăng tổng trở hệ thống nhưng phải đảm bảo được tính ổn định của hệ thống

+ Giải pháp 2: Lắp đặt kháng điện hạn dòng phân đoạn tại các phân đoạn của các trạm biến áp, đường dây có dòng ngắn mạch cao

+ Giải pháp 3: Lựa chọn máy biến áp đầu cực máy phát có tổng trở ngắn mạch cao để thay thế cho các máy biến áp có tổng trở ngắn mạch nhỏ

+ Giải pháp 4: Giải pháp sử dụng cấp điện áp cao hơn

+ Giải pháp 5: Thay mới toàn bộ hoặc phần lớn thiết bị phân phối của các trạm biến áp có dòng chịu đựng ngắn mạch cao hơn dòng ngắn mạch.

Đánh giá và lựa chọn giải pháp

Nhận thấy rằng có nhiều giải pháp được đề xuất nhằm hạn chế dòng ngắn mạch trên hệ thống điện Việc đánh giá và lựa chọn các giải pháp nhằm đáp ứng mục tiêu đã đặt ra và phải phù hợp với cấu trúc của mỗi lưới điện phải được dựa trên các phân tích ưu và nhược điểm với các tiêu chí sau:

- Khả thi về mặt thực hiện.

- Thời gian mất điện ngắn

- Hài hòa giữa kinh tế và kỹ thuật

- Thời gian thi công nhanh

Các phân tích dựa trên các tiêu chí trên được trình bày như sau:

* Giải pháp 1: Tính khả thi cao, nếu xem xét được tính ổn định và an ninh cung cấp điện cho hệ thống Giải pháp thực hiện đơn giản, ít tốn kém, có thể thực hiện ngay

* Giải pháp 2: Tính khả thi cao, do lưới điện truyền tải vẫn là xương sống của cả nước Tuy nhiên, việc lắp thêm trở kháng sẽ sinh ra một lượng tổn thất công suất, tổn thất điện áp do năng lượng tiêu hao trên trở kháng tăng thêm Trị số của lượng tổn thất này nhiều hay ít phụ thuộc vào kết cấu lưới điện cũng như giải pháp áp dụng

* Giải pháp 3: Có tính khả thi, nhưng vấn đề tổn thất sẽ đẩy giá thành sản xuất điện lên cao Chỉ có thể áp dụng với việc quy hoạch có định hướng lâu dài, chưa phù hợp với hệ thống điện hiện hữu

* Giải pháp 4: Đối với một hệ thống điện đang vận hành, việc cải tạo, nâng cấp để sử dụng cấp điện áp cao hơn là một vấn đề vô cùng phức tạp do liên quan đến nhiều vấn đề cả về kinh tế và kỹ thuật (trong khi lại có thể áp dụng các biện pháp khác hiệu quả hơn trong vấn đề hạn chế dòng điện ngắn mạch) Tính khả thi trong trường hợp này là rất thấp

* Giải pháp 5: Tính khả thi cao, tuy nhiên vấn đề thay thế thiết bị cần xét đến vị trí lắp đặt, chi phí đầu tư nếu có thay đổi mặt bằng bố trí thiết bị cũng như các chi phí đầu tư hệ thống bảo vệ khi có thay đổi cấu trúc sơ đồ Ngoài ra, việc mở rộng mặt bằng nếu có còn phải xét đến các vấn đề ảnh hưởng đến môi trường cũng như hệ sinh thái khu vực

Kết luận

Căn cứ Công văn số 6270/EVN-KTSX ngày 18/09/2020 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam và Công văn 8479/EVN SPC-KT ngày 01/10/2020 của Tổng công ty Điện lực miền Nam, xuất phát từ tình hình thực tế lưới điện khu vực Nam sông Tiền, tác giả đề xuất giải pháp làm giảm dòng ngắn mạch trên trên thanh cái 22kV là tái cấu trúc lưới điện 110kV để làm giảm dòng ngắn mạch trên thanh cái 22kV các trạm 110kV do:

- Giải pháp thực hiện đơn giản, ít tốn kém

- Có thể thực hiện được ngay không cần phải đầu tư lưới điện và thiết bị điện

BÀI TOÁN CẤU TRÚC LƯỚI ĐIỆN ĐỂ LÀM GIẢM DÒNG NGẮN MẠCH

Giới thiệu

Lưới điện ngày càng phát triển làm cho chiều dài đường dây giữa các trạm biến áp đã trở nên ngắn hơn, từ đó dẫn đến sự gia tăng dòng điện ngắn mạch (SCC) Khi cường độ SCC vượt quá khả năng cắt của máy cắt (CB), máy cắt có thể không có khả năng ngắt hồ quang điện Trường hợp này, phần tử bị sự cố không thể mở được, sự cố ngắn mạch không được cách ly, dẫn đến hư hỏng máy cắt và quan trọng hơn là sẽ gây nguy hiểm cho hệ thống điện Để giải quyết vấn đề này, việc thay thế máy cắt có khả năng cắt cao hơn và lắp đặt bộ giới hạn dòng điện sự cố đã được đề xuất Ngoài việc, việc đầu tư trang thiết bị sẽ đáp ứng các biện pháp nêu trên, việc cấu trúc lại lưới điện cũng có thể giảm SCC một cách tiết kiệm vì không cần đầu tư vào thiết bị

Tuy nhiên, việc cấu trúc lưới điện là một bài toán tối ưu hóa tổ hợp phức tạp, khó tính toán bằng các thuật toán lập trình toán học thông thường Luận văn sử dụng thuật toán Symbiotic Organism Search (SOS) để giải bài toán tối ưu cho chuyển mạch lưới điện với mục đích giảm dòng ngắn mạch trong khi vẫn duy trì cấp điện liên tục của lưới điện.

3.1.1 Chuyển mạch tối ưu lưới điện:

Cấu trúc lại mạng lưới điện còn được gọi là chuyển mạch tối ưu lưới điện (OTS) Trước đây việc chuyển mạch tối ưu lưới điện được sử dụng để giảm tổn thất điện năng, giảm quá tải và ổn định điện áp và giảm chi phí vận hành Với những lợi ích nêu trên, OTS được phối hợp để giảm dòng điện ngắn mạch Trong tài liệu, OTS thường được mô hình hóa như một bài toán lập trình số nguyên hỗn hợp (MIP) với các biến nhị phân lớn có liên quan đến từng nhánh trong mạng điện Vì vậy, OTS là một bài toán tối ưu tổ hợp phức tạp Để nâng cao hiệu quả tính toán, một số nỗ lực tập trung vào các chiến lược tính toán bao gồm giảm giải pháp khoảng hở và phân tích độ nhạy

3.1.2 Ứng dụng thuật toán trong Kỹ thuật điện:

Trong những năm gần đây, thuật toán đã được chú ý nhiều hơn như một phương pháp thay thế để giải quyết các vấn đề tối ưu hóa kết hợp Trong lĩnh vực kỹ thuật điện, các phương pháp dựa trên RL đã được đề xuất để lập kế hoạch vận hành, điều khiển điện áp, kiểm soát hệ thống điện, điều chỉnh các bộ bù Var tĩnh (SVC) nhằm ổn định hệ thống điện.

Mô tả và hình thành vấn đề

3.2.1 Tính toán dòng điện ngắn mạch:

Trong mạng lưới điện cao áp, dòng điện ngắn mạch của sự cố ngắn mạch ba pha thường cao hơn các loại sự cố ngắn mạch khác Do đó, dòng ngắn mạch ba pha được tính toán để xác định xem dòng ngắn mạch tối đa có vượt quá khả năng ngắt của máy cắt hay không

Ngoài ra, do điện trở đường dây nhỏ hơn đáng kể so với điện kháng của đường dây và máy biến áp nên điện trở của tất cả các thiết bị đều bị bỏ qua trong các ứng dụng thực tế Theo giả định này, các phần tử trong ma trận dẫn nạp nút Yscc có thể được tính theo công thức (3.1) và (3.2) như sau:

(3.2) với: Yii và Yij là các phần tử đường chéo và phần tử ngoài đường chéo trong Yscc

L là tập hợp của nhánh, bao gồm cả đường dây truyền tải và máy biến áp xk là điện kháng của nhánh thứ k, πk biểu thị trạng thái hoạt động của nhánh thứ k πk = 1 chỉ ra rằng nhánh thứ k đóng; mặt khác, πk = 0 chỉ ra rằng nhánh thứ k được mở

G là tập hợp máy phát

18 x′′dg là điện kháng phụ trên trục toạ độ d của máy phát thứ g bCi là tụ điện shunt tại nút i

Sau khi hình thành ma trận dẫn nạp nút Yscc, ma trận trở kháng nút Zscc có thể được tính bằng cách nghịch đảo ma trận Yscc:

( ^ = F ^ #$ (3.3) Dòng ngắn mạch ba pha của nút i được tính theo công thức (4.4):

( GG ≈ 1 ( GG (3.4) trong đó I*scc,i là giá trị đơn vị của SCC

V 0 i là điện áp trong điều kiện vận hành bình thường, V 0 i bằng 1,0 p.u

Zii là phần tử chéo thứ i của ma trận trở kháng nút Zscc

3.2.2 Xây dựng chuyển mạch tối ưu cho giới hạn dòng điện ngắn mạch

Trong quá trình vận hành, lưới điện phải đối mặt với vấn đề dòng điện ngắn mạch Thay vì giảm thiểu thiệt hại trong vận hành bằng cách kết hợp OTS với UC (unit commitment), mô hình OTS đề xuất giảm dòng điện ngắn mạch trong khi tối đa hóa khả năng chịu tải của mạng lưới Mục tiêu của mô hình OTS được biểu thị bởi công thức (3.5) như sau: g $ = H! ^ ,G hG)Gi − ! ^ ,G

• Ilimit là giới hạn lớn nhất của dòng ngắn mạch tại nút i

• Iscc,i giá trị dòng điện ngắn mạch

• l * , l mno : tổn thất công suất trước và sau khi tái cấu trúc lưới

- Điều kiện về kết nối: việc đóng cắt không ảnh hưởng đến hệ thống

- Điều kiện về công suất: s Y,G − s t,G = & G H & G uv GN cos x GN + y GN sin x GN {

} Y,G − } t,G = & G H & G uv GN sin x GN − y GN cos x GN {

- Điều kiện về công suất trên các nhánh: Ä GN ≤ Ä GN )ÇÉ (3.10)

- Điều kiện về độ lớn điện áp hệ thống:

PG,i và PD,i là công suất tác dụng phát và tải tại nút i

QG,i và QD,i là công suất phản kháng phát và phụ tải

Vi và Vj là các biến điện áp hệ thống

Gij và Bij là phần thực và phần ảo của phần tử tương ứng trong ma trận dẫn nạp δij: biểu thị góc pha khác nhau giữa nút i và nút j

Sij là công suất từ nút i đến nút j

Sij max là công suất lớn nhất cho phép

Vi min và Vi max là giới hạn độ lớn điện áp hệ thống.

Kết quả nghiên cứu trường hợp minh họa về hệ thống IEEE 30 nút [10]: 19 3.4 Áp dụng thuật toán Symbiotic Organism Search (SOS) cho bài toán tái cấu trúc lưới điện để giảm dòng ngắn mạch

Cấu trúc mạng của hệ thống IEEE 30 nút được thể hiện trong Hình 4.1 Một đường truyền từ nút 11 đến nút 21 được thêm vào hệ thống IEEE 30 nút Theo cấu

20 trúc mạng này, giá dòng điện ngắn mạch của tất cả các nút được tính toán và được hiển thị trong Hình 4.2

Hình 3.1: Cấu trúc mạng của hệ thống IEEE 30 nút

Hình 3.2: Giá trị dòng ngắn mạch các nút trong hệ thống IEEE 30 nút ban đầu

Giới hạn tối đa của dòng điện ngắn mạch được đặt là 12 kA và mục tiêu là giảm SCC của các nút không có máy phát điện xuống giới hạn này Trong quá trình chạy thuật toán DQN, đầu tiên Nhánh 4–12 sẽ cắt ra sau đó tới Nhánh 6–9 Sau hai bước

21 này, nếu không có nút nào mà tại đó dòng ngắn mạch vượt quá giới hạn tối đa Sau đó, OTS được tạo giá trị dòng điện ngắn mạch sau khi chuyển mạch được thể hiện trong Hình 4.3 Từ Hình 4.3 giá trị dòng ngắn mạch đã giảm xuống dưới 12kA

Hình 3.3: Giá trị dòng ngắn mạch các nút trong hệ thống IEEE 30 nút sau khi chuyển mạch

3.4 Áp dụng thuật toán Symbiotic Organism Search (SOS) cho bài toán tái cấu trúc lưới điện để giảm dòng ngắn mạch

Các thuật toán meta-heuristic mô phỏng các hiện tượng tự nhiên Ví dụ như, ABC mô phỏng hành vi tìm kiếm thức ăn của bầy ong mật, PSO mô phỏng hành vi theo bầy đàn của thú vật (cá bơi theo đàn, chim bay theo đàn), và GA mô phỏng quá trình tiến hóa của tự nhiên

Tương tự vậy, thuật toán SOS mô phỏng sự tương tác cộng sinh với nhau giữa hai cá thể từ đó để tìm ra cá thể phù hợp nhất Thuật toán ban đầu được phát triển để giải quyết bài toán tối ưu hóa trong một không gian tìm kiếm liên tục

Thuật toán này tạo ra một tập hợp các cá thể, mỗi cá thể chứa một giải pháp cho vấn đề đặt ra rồi tìm ra cá thể tối ưu nhất Sau khi có cá thể tối ưu, mỗi cá thể trong hệ sinh thái vừa tạo ra liên kết với cá thể tối ưu này Điều này phản ánh sự thích nghi đối với một mục tiêu yêu cầu Việc mô phỏng sự liên kết sinh học giữa hai cá thể

22 trong hệ sinh thái này có ba hình thái, được chia làm ba giai đoạn sau: mutualism phase (giai đoạn hỗ sinh), commensalism phase (giai đoạn hội sinh), và parasitism phase (giai đoạn ký sinh) [8]

Tính chất tương tác giữa hai cá thể với nhau quyết định nguyên lý của mỗi giai đoạn Mutualism phase là tương tác có lợi cả hai bên; commensalism phase là tương tác một bên có lợi, bên còn lại không bị ảnh hưởng; parasitism phase là tương tác một bên có lợi bên còn lại bị gây hại Mỗi cá thể tương tác với một cá thể khác một cách ngẫu nhiên qua các giai đoạn Quá trình được lặp cho đến khi đạt yêu cầu đề ra hoặc vượt quá số vòng lặp cho phép Thuật toán được tóm tắt ngắn gọn như hình 3.4 sau:

Hình 3.4: Tóm tắt thuật toán SOS ỉ Giai đoạn hỗ sinh (Mutualism phase)

Ví dụ của Mutualism trong đời thực là sự sống hỗ sinh giữa ong và hoa Ong bay giữa các hoa lấy mật đồng thời cũng lan truyền phấn hoa thụ tinh giữa các hoa, điều này có lợi cho cả hai Giai đoạn này của SOS bắt chước sự tương tác hỗ sinh như vậy Trong SOS, Xi được xem xét như cá thể thứ i trong hệ sinh thái và một cá thể khác

Xj được chọn một cách ngẫu nhiên để tương tác với Xi Hai cá thể này tương tác với nhau với mục tiêu tăng khả năng sinh tồn trong hệ sinh thái Hai lời giải ứng viên mới

23 Xinew và Xjnew được xác định dựa vào quan hệ hỗ sinh giữa cá thể Xi và Xj và được mô hình hóa trong phương trình (4.12) và (4.13) ẹ G"ệĩ = ẹ G + õăđụ(0,1) (ẹ ờệ^i − ơ ỡệ_iĩỉ yớ1) (3.12) ẹ N"ệĩ = ẹ N + õăđụ(0,1) (ẹ ờệ^i − ơ ỡệ_iĩỉ yớ2) (3.13) Trong đó:

Mvector được xác định bởi (3.14): ồ ỗệ_iộố =ẹ G + ẹ N

2 (3.14) Rand(0,1) là vector của các số ngẫu nhiên được tạo giữa 0 và 1 BF1, BF2 được giải thích như sau: trong tự nhiên, mối quan hệ hỗ sinh thì sinh vật này có thể được lợi nhiều hơn sinh vật kia Hệ số BF này có giá trị bất kỳ từ 1 – 2 Mvector được định nghĩa như mối quan hệ giữa Xi và Xj Phần phương trình (Xbsest – Mvector.BF) thể hiện nỗ lực hỗ sinh giữa các sinh vật để đạt mục tiêu sinh tồn Các sinh vật cố gắng để tăng sự thích nghi đối với hệ sinh thái Xbest được sử dụng ở đây vì nó đại diện do mức độ cao nhất của sự thích nghi trong hệ sinh thái đó thể hiện như hình 3.5

Hình 3.5 Mô hình hiển thị sự thích nghi bằng cách hỗ sinh trong hệ sinh thái

Các lời giải mới này chỉ được chấp nhận nếu chúng đem lại giá trị fitness tốt hơn so với các lời giải trước đó ỉ Giai đoạn hội sinh (Commensalism phase)

Ví dụ về sự hội sinh là mối quan hệ giữa cá remora và cá mập Cá remora bám vào cá mập và ăn thức ăn thừa, còn cá mập không bị ảnh hưởng bởi hoạt động của cá remora Tương tự như giai đoạn hỗ sinh, một cá thể Xj cũng được chọn một cách ngẫu nhiên để tương tác với Xi Ở tình huống này, cá thể Xi cố gắng để nhận lợi ích từ quan hệ hội sinh Tuy nhiên, bản thân cá thể Xj không được lợi cũng như không bị hại từ sự tương tác Lời giải ứng viên mới của Xi được tính dựa vào nguyên lý hội sinh trên, được mô hình hóa như phương trình dưới đây: ẹ G"ệĩ = ẹ G + õăđụ(−1,1) (ẹ ờệ^i − ẹị) (3.15)

Trong đó, (Xbest – Xj) phản ánh lợi ích mà Xi đạt được khi hội sinh với Xj để tăng khả năng sinh tồn trong hệ sinh thái theo hình 3.6

Hình 3.6 Mô hình hiển thị sự thích nghi bằng cách hội sinh trong hệ sinh thái

Lời giải mới này chỉ được chấp nhận nếu nó đem lại giá trị fitness tốt hơn so với lời giải trước đó ỉ Giai đoạn ký sinh (Parasitism phase)

Ví dụ về sự ký sinh là ký sinh trùng sốt rét trong muỗi Khi ký sinh trong người nó lớn nhanh và sản sinh Con người trải qua những con sốt và yếu dần có thể dẫn đến cái chết Trong thuật toán SOS, chúng ta chọn cá thể Xi bất kỳ tương tự như muỗi thông qua đó chúng ta tạo cá thể ký sinh “parasite_vector”, bằng cách thay thế một cách ngẫu nhiên vài phần tử của cá thể Cá thể Xj được chọn một cách ngẫu nhiên từ hệ sinh thái và đóng vai trò là vật chủ (cá thể bị ký sinh) tương tự như con người

25 Parasite_vector sẽ thay thế Xj trong hệ sinh thái nếu giá trị fitness của nó tốt hơn cá thể Xj theo hình 3.7 dưới đây:

Hình 3.7 Mô hình hiển thị sự thích nghi bằng cách ký sinh trong hệ sinh thái

3.4.2 Lưu đồ thuật toán SOS cho bài toán tái cấu trúc lưới điện để giảm dòng ngắn mạch a Hàm mục tiêu:

Trong phạm vi luận văn chỉ xem xét tính toán mục tiêu giảm tổng giá trị dòng ngắn mạch so với tổng dòng ngắn mạch theo sơ đồ kết dây cơ bản và giá trị dòng ngắn mạch thanh cái 22kV tại các nút xuống dưới giá trị cho phép ngăn ngừa sự cố máy biến áp 110kV theo Công văn số 6270/EVN-KTSX ngày 18/09/2020 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, đảm bảo dòng ngắn mạch tại thanh cái 22kV phải nhỏ hơn 10kA (đối với máy 63MVA) và nhỏ hơn 6kA (đối với máy 40MVA)

HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC NAM SÔNG TIỀN, TỈNH ĐỒNG THÁP

Hiện trạng lưới điện khu vực Nam sông Tiền, tỉnh Đồng Tháp

4.1.1 Tổng quan về lưới điện phân phối Nam sông Tiền:

Lưới phân phối khu vực Nam sông Tiền, tỉnh Đồng Tháp được cấp điện từ 11 trạm biến áp 110kV theo hình 4.1 như sau:

- Trạm 110kV An Hoà 2x63MVA, trạm 110kV Sa Đéc 2x40MVA cấp điện cho khu vực thành phố Sa Đéc;

- Trạm 110kV Thạnh Hưng 2x63MVA cấp điện cho huyện Lấp Vò;

- Trạm 110kV Sông Hậu 2x40MVA cấp điện cho huyện Lai Vung;

- Trạm 110kV Nha Mân 2x40MVA cấp điện cho khu vực huyện Châu Thành;

- Trạm 110kV Cao Lãnh 2x63MVA cấp điện cho thành phố Cao Lãnh và huyện Cao Lãnh;

- Trạm 110kV Trần Quốc Toản 2x40MVA cấp điện cho khu vực thành phố Cao Lãnh và huyện Thanh Bình;

- Trạm 110kV An Long 2x40MVA cấp điện cho khu vực huyện Tam Nông và huyện Thanh Bình;

- Trạm 110kV Hồng Ngự 2x40MVA cấp điện cho khu vực thành phố Hồng Ngự, huyện Hồng Ngự, huyện Tân Hồng;

- Trạm 110kV Tháp Mười 1x40MVA cấp điện cho khu vực huyện Tháp Mười;

- Trạm 110kV Tam Nông 1x40MVA cấp điện cho khu vực huyện Tam Nông

Hình 4.1: Sơ đồ lưới điện 110kV khu vực Nam sông Tiền, tỉnh Đồng Tháp

4.1.2 Thông số vận hành các đường dây 110kV và các trạm 110kV khu vực Nam sông Tiền, tỉnh Đồng Tháp [3]: a Trạm 110kV/22kV Thạnh Hưng:

- Sơ đồ nhất thứ trạm 110kV/22kV Thạnh Hưng thể hiện như hình 4.2 sau:

Hình 4.2: Sơ đồ nhất thứ trạm 110kV/22kV Thạnh Hưng

- Các thiết bị chính của trạm gồm có:

• 02 máy biến áp tự dùng 22±2x2.5%/0.4kV – 100kVA;

• 02 dàn tụ bù 22kV (6MVAr + 6MVAr)

- Chế độ nối đất: cực trung tính ở các phía của MBA T1, T2 phải được nối đất trực tiếp

- Phương thức vận hành: trong điều kiện vận hành bình thường, trạm Thạnh Hưng nhận điện từ đường dây 110kV 172 Cao Lãnh 2 – 172 Thạnh Hưng

- Chế độ vận hành: ở chế độ vận hành bình thường trạng thái thiết bị tại trạm Thạnh Hưng như sau:

• Các máy cắt 171, 172, 174, 112 thường đóng;

• MC412 thường mở và trong vị trí vận hành;

- Các tuyến đường dây 110kV thuộc ngăn lộ trạm Thạnh Hưng:

• Đường dây 172 Cao Lãnh 2 -172 Thạnh Hưng: liên kết giữa ngăn lộ 172 Cao Lãnh 2 thuộc trạm 220kV Cao Lãnh 2 và trạm 110kV Thạnh Hưng: từ trụ cổng ngăn

172 Cao Lãnh 2 đến trụ cổng ngăn 172 Thạnh Hưng loại dây 2x ACSR185mm 2 , dòng định mức 1020A, chiều dài 25.384km

• Đường dây 174 Thạnh Hưng-171 Chợ Mới: liên kết giữa trạm 110kV Thạnh Hưng và trạm 110kV Chợ Mới: trụ cổng ngăn 174 Thạnh Hưng đến trụ cổng ngăn

171 Chợ Mới: loại dây 1x ACSR240mm2, dòng định mức 605A, chiều dài 19.776km

• Đường dây 172 An Hòa – 171 Thạnh Hưng: liên kết giữa trạm 110kV Thạnh Hưng và trạm 110kV An Hòa từ trụ cổng ngăn 171 Thạnh Hưng đến trụ cổng ngăn

172 An Hoà loại dây 2x ACSR185mm 2 , dòng định mức 1020A, chiều dài 29.4 km b Trạm 110kV/22kV An Hòa:

- Sơ đồ nhất thứ trạm 110kV/22kV An Hòa thể hiện như hình 4.3 sau:

Hình 4.3: Sơ đồ nhất thứ trạm 110kV/22kV An Hòa

- Phương thức vận hành: trong điều kiện vận hành bình thường, trạm An Hòa nhận điện từ đường dây 110kV 173 Sa Đéc 2 – 171 An Hòa

- Chế độ vận hành: ở chế độ vận hành bình thường trạng thái thiết bị tại trạm

• Các máy cắt 171, 112, 131, 132 thường đóng;

• Các MC thường mở: 172, 421 (trong vị trí vận hành);

• Các DCL thường mở: 100-9, 172-7, tất cả các DTĐ

- Các tuyến đường dây 110kV thuộc ngăn lộ trạm An Hòa:

• Đường dây 173 Sa Đéc 2 -171 An Hòa: liên kết giữa trạm 220kV Sa Đéc 2 và trạm 110kV An Hòa: từ trụ cổng ngăn 173 Sa Đéc 2 đến trụ cổng ngăn 171 An Hòa loại dây 2xACSR l85, chiều dài: 9.36km, dòng định mức: 1020A

• Đường dây 172 An Hòa – 171 Thạnh Hưng: liên kết giữa trạm 110kV Thạnh Hưng và trạm 110kV An Hòa từ trụ cổng ngăn 171 Thạnh Hưng đến trụ cổng ngăn

172 An Hoà loại dây 2x ACSR185mm 2 , dòng định mức 1020A, chiều dài 29.4 km c Trạm 110kV/22kV Sa Đéc:

- Sơ đồ nhất thứ trạm 110kV/22kV Sa Đéc thể hiện như hình 4.4 sau:

Hình 4.4: Sơ đồ nhất thứ trạm 110kV/22kV Sa Đéc

- Phương thức vận hành: Trong điều kiện vận hành bình thường, trạm Sa Đéc nhận điện từ đường dây 110 kV 172 Sa Đéc 2 - 173 Sa Đéc và 171 Sa Đéc 2 - 171 Sa Đéc

- Chế độ vận hành: ở chế độ vận hành bình thường trạng thái thiết bị tại trạm Sa Đéc như sau:

• Các máy cắt 171, 173, 112 thường đóng;

• Các MC thường mở: 172, 421 (trong vị trí vận hành);

- Các tuyến đường dây 110kV thuộc ngăn lộ trạm Sa Đéc:

• Đường dây 172 Sa Đéc 2 -173 Sa Đéc: liên kết giữa trạm 220kV Sa Đéc 2 và trạm 110kV Sa Đéc: từ trụ cổng ngăn 172 Sa Đéc 2 đến trụ cổng ngăn 173 Sa Đéc loại dây 2xACSR185, dòng định mức 1020 A, chiều dài 14.369 km;

• Đường dây 171 Sa Đéc 2 -171 Sa Đéc: liên kết giữa trạm 220kV Sa Đéc 2 và trạm 110kV Sa Đéc: từ trụ cổng ngăn 171 Sa Đéc 2 đến trụ cổng ngăn 171 Sa Đéc loại dây 1xACSR240mm 2 , dòng định mức 605A, chiều dài 10.965 km;

• Đường dây 172 Sa Đéc -171 Nha Mân: liên kết giữa trạm 110kV Sa Đéc và trạm 110kV Nha Mân: từ trụ cổng ngăn 172 Sa Đéc đến trụ cổng ngăn 172 Nha Mân loại dây 2xACSR240mm2, dòng định mức 1210A, chiều dài 9.990km d Trạm 110kV/22kV Nha Mân:

- Sơ đồ nhất thứ trạm 110kV/22kV Nha Mân thể hiện như hình 4.5 sau:

Hình 4.5: Sơ đồ nhất thứ trạm 110kV/22kV Nha Mân

• 02 dàn tụ bù 22kV (3MVAr + 4.2MVAr)

- Phương thức vận hành: Trong điều kiện vận hành bình thường, trạm Nha Mân nhận điện từ đường dây 110 kV 172 Vĩnh Long 2 - 172 Nha Mân

- Chế độ vận hành: ở chế độ vận hành bình thường trạng thái thiết bị tại trạm Nha Mân như sau:

• Các máy cắt 171, 172 thường đóng; Các DCL 100-9 thường mở

- Các tuyến đường dây 110kV thuộc ngăn lộ trạm Nha Mân:

• Đường dây 172 Vĩnh Long 2 -172 Nha Mân: liên kết giữa trạm 220kV Vĩnh Long 2 và trạm 110kV Nha Mân: từ trụ cổng ngăn 172 Vĩnh Long 2 đến trụ cổng ngăn 172 Nha Mân loại dây 2xACSR240mm 2 , dòng định mức 1210A, chiều dài 8.05km

• Đường dây 172 Sa Đéc -171 Nha Mân: liên kết giữa trạm 110kV Sa Đéc và trạm 110kV Nha Mân: từ trụ cổng ngăn 172 Sa Đéc đến trụ cổng ngăn 172 Nha Mân loại dây 2xACSR240mm 2 , dòng định mức 1210A, chiều dài 9.990km e Trạm 110kV/22kV Sông Hậu:

- Sơ đồ nhất thứ trạm 110kV/22kV Sông Hậu thể hiện như hình 4.6 sau:

Hình 4.6: Sơ đồ nhất thứ trạm 110kV/22kV Sông Hậu

• 02 máy biến áp tự dùng 22±2x2.5%/0,4kV – 100kVA;

• 02 dàn tụ bù 22kV (4.2MVAr + 4.2MVAr)

- Phương thức vận hành: Trong điều kiện vận hành bình thường, trạm Sông Hậu nhận điện từ đường dây 110 kV 174 Sa Đéc 2 - 171 Sông Hậu

- Chế độ vận hành: ở chế độ vận hành bình thường trạng thái thiết bị tại trạm Sông Hậu như sau:

• Các máy cắt 171, 174, 112, 131, 132 thường đóng, MC173 thường mở;

• DCL 171-1, 171-7, 174-2, 174-7, 173-1, 112-1, 112-2 thường đóng Các DCL 173-7, 100-9 thường mở

• MC412 thường mở và nằm trong vận hành, DCL 412-2 thường đóng

- Các tuyến đường dây 110kV thuộc ngăn lộ trạm Sông Hậu:

• Đường dây 174 Sa Đéc 2 -171 Sông Hậu: liên kết giữa trạm 220kVSa Đéc 2 và trạm 110kV Sông Hậu: từ trụ cổng ngăn 174 Sa Đéc 2 đến trụ cổng ngăn 171 Sông Hậu loại dây 1xACSR240mm 2 , dòng định mức 605A, chiều dài 14.268km

• Đường dây 171 Ô Môn 2 -173 Sông Hậu: liên kết giữa trạm 220kV Ô Môn

2 và trạm 110kV Sông Hậu: từ trụ cổng ngăn 171 Ô Môn 2 đến trụ cổng ngăn 173 Sông Hậu loại dây 1xACSR240mm 2 , dòng định mức 605A, chiều dài 2.384km

• Đường dây 174 Sông Hậu -171 Bình Minh: liên kết giữa trạm 110kV Sông Hậu và trạm 110kV Bình Minh: từ trụ cổng ngăn 174 Sông Hậu đến trụ cổng ngăn

171 Bình Minh loại dây 1xACSR240mm 2 , dòng định mức 605A, chiều dài 26,934km (Công ty Điện lực Đồng Tháp quản lý từ trụ cổng ngăn 174 Sông Hậu đến trụ 17 chiều dài 1.722km f Trạm 110kV/22kV Cao Lãnh:

- Sơ đồ nhất thứ trạm 110kV/22kV Cao Lãnh thể hiện như hình 4.7 sau:

Hình 4.7: Sơ đồ nhất thứ trạm 110kV/22kV Cao Lãnh

- Phương thức vận hành: Trong điều kiện vận hành bình thường, trạm Cao Lãnh nhận điện từ trạm 220kV Cao Lãnh 2 qua đường dây 110kV 173 Cao Lãnh 2 – 171 Cao Lãnh và đường dây 110kV 171 Cao Lãnh 2 – 173 Cao Lãnh

- Chế độ vận hành: ở chế độ vận hành bình thường trạng thái thiết bị tại trạm Cao Lãnh như sau:

• Các máy cắt 171, 172, 173 thường đóng;

• MC412 thường mở và nằm trong vận hành;

- Các tuyến đường dây 110kV thuộc ngăn lộ trạm Cao Lãnh:

• Đường dây 171 Cao Lãnh 2 -173 Cao Lãnh: liên kết giữa trạm 220kV Cao Lãnh 2 và trạm 110kV Cao Lãnh: từ trụ cổng ngăn 171 Cao Lãnh 2 đến trụ cổng ngăn 173 Cao Lãnh loại dây 2xACSR240mm 2 , dòng định mức 1210A, chiều dài 16.55km

• Đường dây 173 Cao Lãnh 2 -171 Cao Lãnh: liên kết giữa trạm 220kV Cao Lãnh 2 và trạm 110kV Cao Lãnh: từ trụ cổng ngăn 173 Cao Lãnh 2 đến trụ cổng ngăn

171 Cao Lãnh loại dây 2xACSR240mm 2 , dòng định mức 1210A, chiều dài 17.085km

• Đường dây 172 Cao Lãnh – 172 Quốc Toản: liên kết giữa trạm 110kV Cao Lãnh và trạm 110kV Trần Quốc Toản: từ trụ cổng ngăn 172 Cao Lãnh đến trụ cổng ngăn 172 Trần Quốc Toản loại dây 2xACSR150mm 2 , dòng định mức 900A, chiều dài 12.894km g Trạm 110kV/22kV Trần Quốc Toản:

- Sơ đồ nhất thứ trạm 110kV/22kV Trần Quốc Toản thể hiện như hình 4.8 sau:

Hình 4.8: Sơ đồ nhất thứ trạm 110kV/22kV Trần Quốc Toản

- Phương thức vận hành: Trong điều kiện vận hành bình thường, trạm Trần Quốc Toản nhận điện từ trạm 110kV Cao Lãnh qua đường dây 110kV 172Cao Lãnh – 172 Trần Quốc Toản

- Chế độ vận hành: ở chế độ vận hành bình thường trạng thái thiết bị tại trạm Trần Quốc Toản như sau:

• Các máy cắt 171, 172, 112, 131, 132 thường đóng;

• MC412 thường mở và nằm trong vận hành;

- Các tuyến đường dây 110kV thuộc ngăn lộ trạm Trần Quốc Toản:

• Đường dây 172 Cao Lãnh – 172 Quốc Toản: liên kết giữa trạm 110kV Cao Lãnh và trạm 110kV Trần Quốc Toản : từ trụ cổng ngăn 172 Cao Lãnh đến trụ cổng ngăn 172 Trần Quốc Toản loại dây 2xACSR150mm2, dòng định mức 900A, chiều dài 12.894km

• Đường dây 171 Trần Quốc Toản - 172 An Long: liên kết giữa trạm 110kV Trần Quốc Toản và trạm 110kV An Long: từ trụ cổng ngăn 171 Quốc Toản đến trụ

43 cổng ngăn 172 An Long loại dây 2xACSR150mm 2 , dòng định mức 900A, chiều dài 31.708km h Trạm 110kV/22kV An Long:

- Sơ đồ nhất thứ trạm 110kV/22kV An Long thể hiện như hình 4.9 sau:

Hình 4.9: Sơ đồ nhất thứ trạm 110kV/22kV An Long

• 02 dàn tụ bù 22kV (3MVAr + 2.4MVAr)

- Phương thức vận hành: Trong điều kiện vận hành bình thường, trạm An Long nhận điện từ trạm 110kV Trần Quốc Toản qua đường dây 110kV 171 Trần Quốc Toản – 172 An Long

- Chế độ vận hành: ở chế độ vận hành bình thường trạng thái thiết bị tại trạm

• Các máy cắt 171, 172, 112, 131, 132 thường đóng; DCL 100-9 thường mở;

• Máy cắt 431, 432 thường đóng; MC 421 thường đóng

- Các tuyến đường dây 110kV thuộc ngăn lộ trạm An Long:

• Đường dây 171 Trần Quốc Toản - 172 An Long: liên kết giữa trạm 110kV Trần Quốc Toản và 110kV An Long: từ trụ cổng ngăn 171 Trần Quốc Toản đến ngăn

172 An Long loại dây 2xACSR150mm 2 , dòng định mức 900A, chiều dài 31.708km

• Đường dây 171 An Long - 171 Hồng Ngự: liên kết giữa trạm 110kV An Long và trạm 110kV Hồng Ngự: từ trụ cổng ngăn 171 An Long đến trụ cổng ngăn

171 Hồng Ngự loại dây 1xACSR185mm 2 , dòng định mức 510A, chiều dài 13.198km i Trạm 110kV/22kV Hồng Ngự:

- Sơ đồ nhất thứ trạm 110kV/22kV Hồng Ngự thể hiện như hình 4.10 sau:

Hình 4.10: Sơ đồ nhất thứ trạm 110kV/22kV Hồng Ngự

- Phương thức vận hành: Trong điều kiện vận hành bình thường, trạm Hồng Ngự nhận điện từ trạm 110kV An Long qua đường dây 110kV 171 An Long – 171 Hồng Ngự

- Chế độ vận hành: ở chế độ vận hành bình thường trạng thái thiết bị tại trạm Nha Mân như sau:

• Các máy cắt 171, 172, 112, 131, 132 thường đóng;

• MC 412 thường mở trong vị trí vận hành

- Các tuyến đường dây 110kV thuộc ngăn lộ trạm Hồng Ngự:

• Đường dây 171 An Long - 171 Hồng Ngự: liên kết giữa trạm 110kV An Long và trạm 110kV Hồng Ngự: từ trụ cổng ngăn 171 An Long đến trụ cổng ngăn

171 Hồng Ngự loại dây 1xACSR185mm 2 , dòng định mức 510A, chiều dài 13.198km

• Đường dây 172 Hồng Ngự - 171 Phú Châu: liên kết giữa trạm 110kV An Long và trạm 110kV Phú Châu: từ trụ cổng ngăn 172 Hồng Ngự đến trụ cổng ngăn

171 Phú Châu loại dây 1xACSR240mm 2 , dòng định mức 605A, chiều dài 26.7km j Trạm 110kV/22kV Tháp Mười:

- Sơ đồ nhất thứ trạm 110kV/22kV Tháp Mười thể hiện như hình 4.11 sau:

Hình 4.11: Sơ đồ nhất thứ trạm 110kV/22kV Tháp Mười

• 01 máy biến áp: MBA T1: 115± 9x1.78%/23/11kV – 40MVA;

• 01 dàn tụ bù 22kV (3.6MVAr)

- Chế độ nối đất: cực trung tính ở các phía của MBA T1 phải được nối đất trực tiếp

- Phương thức vận hành: Trong điều kiện vận hành bình thường, trạm Tháp Mười nhận điện từ trạm 220kV Cao Lãnh 2 qua đường dây 110kV 175 Cao Lãnh 2 – 171 Tháp Mười

- Chế độ vận hành: ở chế độ vận hành bình thường trạng thái thiết bị tại trạm Tháp Mười như sau:

• Các máy cắt 171, 172 thường đóng;

- Các tuyến đường dây 110kV thuộc ngăn lộ trạm Tháp Mười:

• Đường dây 175 Cao Lãnh 2 - 171 Tháp Mười: liên kết giữa trạm 220kV Cao Lãnh 2 và trạm 110kV Tháp Mười: từ trụ cổng ngăn 175 Cao Lãnh 2 đến trụ cổng ngăn 171 Tháp Mười loại dây 1xACSR240mm 2 , dòng định mức 605A, chiều dài 23.037 km

• Đường dây 172 Tháp Mười - 131 Tam Nông: liên kết giữa trạm 110kV Tháp Mười và trạm 110kV Tam Nông: từ trụ cổng ngăn 172 Tháp Mười đến trụ cổng ngăn

131 Tam Nông loại dây 1xACSR240mm 2 , dòng định mức 605A, chiều dài 33.081km k Trạm 110kV/22kV Tam Nông:

- Sơ đồ nhất thứ trạm 110kV/22kV Tam Nông thể hiện như hình 4.12 sau:

Hình 4.12: Sơ đồ nhất thứ trạm 110kV/22kV Tam Nông

• 01 máy biến áp: MBA T1: 115± 9x1.78%/23/11kV – 40MVA;

• 01 dàn tụ bù 22kV (4.2MVAr)

- Chế độ nối đất: cực trung tính ở các phía của MBA T1 phải được nối đất trực tiếp

- Phương thức vận hành: Trong điều kiện vận hành bình thường, trạm Tam Nông nhận điện từ trạm 110kV Tháp Mười qua đường dây 110kV 172 Tháp Mười – 131 Tam Nông

- Chế độ vận hành: ở chế độ vận hành bình thường trạng thái thiết bị tại trạm Tam Nông như sau:

• Các máy cắt 131 thường đóng;

- Các tuyến đường dây 110kV thuộc ngăn lộ trạm Tam Nông:

• Đường dây 172 Tháp Mười - 131 Tam Nông: liên kết giữa trạm 110kV Tháp Mười và trạm 110kV Tam Nông: từ trụ cổng ngăn 172 Tháp Mười đến trụ cổng ngăn

131 Tam Nông loại dây 1xACSR240mm 2 , dòng định mức 605A, chiều dài 33.081km.

Kết luận

Sơ đồ kết dây cơ bản lưới điện 110kV khu vực Nam sông Tiền như sau:

- Trạm 110kV Thạnh Hưng nhận điện từ đường dây 172 Cao Lãnh 2 -172 Thạnh Hưng, đường dây 172 An Hòa – 171 Thạnh Hưng và 174 Thạnh Hưng – 171 Chợ Mới thường mở

- Trạm 110kV An Hòa nhận điện từ đường dây 173 Sa Đéc 2 – 171 An Hòa, đường dây 172 An Hòa – 171 Thạnh Hưng thường mở

- Trạm 110kV Sa Đéc nhận điện từ 02 đường dây 172 Sa Đéc 2 – 173 Sa Đéc và 171 Sa Đéc 2 -171 Sa Đéc, đường dây 172 Sa Đéc – 171 Nha Mân thường mở

- Trạm 110kV Nha Mân nhận điện từ đường dây 172 Vinh Long 2 – 172 Nha Mân, đường dây 172 Sa Đéc – 171 Nha Mân thường mở

- Trạm 110kV Sông Hậu nhận điện từ đường dây 174 Sa Đéc 2 – 171 Sông Hậu, đường dây 171 Ô Môn 2 – 173 Sông Hậu và đường dây 174 Sông Hậu – 171 Bình Minh thương mở

- Trạm 110kV Cao Lãnh nhận điện từ 02 đường dây 173 Cao Lãnh 2 – 171 Cao Lãnh và đường dây 171 Cao Lãnh 2 – 171 Cao Lãnh

- Trạm 110kV Trần Quốc Toản nhận điện từ đường dây 172 Cao Lãnh – 172 Trần Quốc Toản

- Trạm 110kV An Long nhận điện từ đường dây 171 Trần Quốc Toản – 172 An Long

- Trạm 110kV Hồng Ngự nhận điện từ đường dây 171 An Long – 171 Hồng Ngự, đường dây 172 Hồng Ngự - 171 Phú Châu thường mở

- Trạm 110kV Tháp Mười nhận điện từ đường dây 175 Cao Lãnh 2 – 171 Tháp Mười

- Trạm 110kV Tam Nông nhận điện từ đường dây 172 Tháp Mười – 131 Tam Nông

TÍNH TOÁN TÁI CẤU TRÚC LƯỚI ĐIỆN ĐỂ GIẢM DÒNG NGẮN MẠCH

Sơ đồ lưới điện khu vực Nam sông Tiền trên chương trình PSS/ADEPT: 50 1 Nguồn điện

Lưới điện 110kV khu vực Nam sông Tiền nhận điện từ 04 trạm 220kV/110kV Cao Lãnh

2, trạm 220kV/110kV Sa Đéc 2, trạm 220kV/110kV Vĩnh Long 2, trạm 220kV/110kV Ô Môn 2, với thông số trên chương trình PSS/ADEPT được Điều độ miền Nam quy về đơn vị tương đối giao cho Điều độ Đồng Tháp trên chương trình PSS/ADEPT theo hình 5.1 như sau:

Hình 5.1: Thông số nguồn trạm 220kV quy về đơn vị tương đối trên chương trình PSS/ADEPT

Từ thông số như hình 5.1, tra cứu trên chương trình PSS/ADEPT, các thông số hệ thống nguồn 220kV các trạm 220kV như sau:

- Thanh cái 110kV trạm 220kV/110kV Cao Lãnh 2: Rpu = 0.007; Xpu = 0.02;

- Thanh cái 110kV trạm 220kV/110kV Sa Đéc 2: Rpu = 0.007; Xpu = 0.02;

- Thanh cái 110kV trạm 220kV/110kV Vĩnh Long 2: Rpu = 0.007; Xpu = 0.02;

- Thanh cái 110kV trạm 220kV/110kV Ô Môn 2: Rpu = 0.01; Xpu = 0.025

5.1.2 Đường dây và trạm biến áp:

Tương tự như thông số nguồn điện các trạm 220kV tại mục 5.1.1, tại bảng thông số đường dây tại 01 xuất tuyến 172 Cao Lãnh 2 – 172 Thạnh Hưng được biểu thị như hình 5.2 sau:

Hình 5.2: Thông số đường dây 110kV trên chương trình PSS/ADEPT

Tổng trở máy biến áp các trạm 110kV khu vực Nam sông Tiền quy về đơn vị tương đối được thể hiện như hình 5.3

Hình 5.3: Thông số trạm 110kV trên chương trình PSS/ADEPT

Tổng trở đường dây được quy về đơn vị tương đối theo công thức từ giáo trình

“Giải tích hệ thống điện” [9].

" Thông số đường dây và Trạm biến áp 110kV Thạnh Hưng:

- Đường dây 172 Cao Lãnh 2 - 172 Thạnh Hưng: chiều dài l = 25.384km, R0 0.075W/km; X0 = 0.311W/km

- Đường dây 174 Thạnh Hưng - 171 Chợ Mới: chiều dài l = 19.776km, R0 0.114W/km; X0 = 0.408W/km

- Đường dây 172 An Hòa - 171 Thạnh Hưng: chiều dài l = 29.4km, R0 0.084W/km; X0 = 0.266W/km

- Tổng trở tương đối máy biến áp T1 và T2 110kV/22kV Thạnh Hưng quy về đơn vị tương đối là Rpu = 0.0039, Xpu = 0.14895 b Thông số đường dây và Trạm biến áp 110kV An Hòa:

- Đường dây 173 Sa Đéc 2 - 171 An Hòa: chiều dài l = 9.36km, R0 = 0.074W/km;

- Tổng trở tương đối máy biến áp T1 và T2 110kV/22kV An Hòa quy về đơn vị tương đối là Rpu = 0.0039, Xpu = 0.14895 c Thông số đường dây và Trạm biến áp 110kV Sa Đéc:

- Đường dây 171 Sa Đéc 2 - 171 Sa Đéc: chiều dài l = 10.965km, R0 0.115W/km; X0 = 0.311W/km

- Đường dây 172 Sa Đéc 2 – 173 Sa Đéc: chiều dài l = 14.369km, R0 0.084W/km; X0 = 0.266W/km

- Tổng trở tương đối máy biến áp T1 và T2 110kV/22kV Sa Đéc quy về đơn vị tương đối là Rpu = 0.00875, Xpu = 0.285 d Thông số đường dây và Trạm biến áp 110kV Nha Mân:

- Đường dây 172 Sa Đéc - 171 Nha Mân: chiều dài l = 9.99km, R0 = 0.049W/km;

- Đường dây 172 Vĩnh Long 2 – 172 Nha Mân: chiều dài l = 8.05km, R0 0.049W/km; X0 = 0.234W/km

- Tổng trở tương đối máy biến áp T1 và T2 110kV/22kV Nha Mân quy về đơn vị tương đối là Rpu = 0.00875, Xpu = 0.285 e Thông số đường dây và Trạm biến áp 110kV Sông Hậu:

- Đường dây 174 Sa Đéc 2 - 171 Sông Hậu: chiều dài l = 14.268km, R0 0.114W/km; X0 = 0.408W/km

- Đường dây 171 Ô Môn 2 - 173 Sông Hậu: chiều dài l = 2.384km, R0 0.114W/km; X0 = 0.408W/km

- Đường dây 174 Sông Hậu – 171 Bình Minh: chiều dài l = 26.904km, R0 0.W/km; X0 = 0.234W/km

- Tổng trở tương đối máy biến áp T1 và T2 110kV/22kV Sông Hậu quy về đơn vị tương đối là Rpu = 0.00875, Xpu = 0.285 f Thông số đường dây và Trạm biến áp 110kV Cao Lãnh:

- Đường dây 171 Cao Lãnh 2 - 173 Cao Lãnh: chiều dài l = 16.55km, R0 0.061W/km; X0 = 0.306W/km

- Đường dây 172 Cao Lãnh – 172 Trần Quốc Toản: chiều dài l = 12.894km, R0

- Tổng trở tương đối máy biến áp T1 và T2 110kV/22kV Cao Lãnh quy về đơn vị tương đối là Rpu = 0.0039, Xpu = 0.14895 g Thông số đường dây và Trạm biến áp 110kV Trần Quốc Toản:

- Đường dây 171 Trần Quốc Toản - 172 An Long: chiều dài l = 31.708km, R0

- Tổng trở tương đối máy biến áp T1 và T2 110kV/22kV Trần Quốc Toản quy về đơn vị tương đối là Rpu = 0.00875, Xpu = 0.285 h Thông số đường dây và Trạm biến áp 110kV An Long:

- Đường dây 171 An Long - 171 Hồng Ngự: chiều dài l = 13.198km, R0 0.094W/km; X0 = 0.319W/km

- Tổng trở tương đối máy biến áp T1 và T2 110kV/22kV An Long quy về đơn vị tương đối là Rpu = 0.00875, Xpu = 0.285 i Thông số đường dây và Trạm biến áp 110kV Hồng Ngự:

- Tổng trở tương đối máy biến áp T1 và T2 110kV/22kV Hồng Ngự quy về đơn vị tương đối là Rpu = 0.00875, Xpu = 0.285 j Thông số đường dây và Trạm biến áp 110kV Tháp Mười:

- Đường dây 175 Cao Lãnh 2 - 171 Tháp Mười: chiều dài l = 23.037km, R0 0.094W/km; X0 = 0.319W/km

- Đường dây 172 Tháp Mười - 131 Tam Nông: chiều dài l = 33.081km, R0 0.094W/km; X0 = 0.319W/km

- Tổng trở tương đối máy biến áp 110kV/22kV Tháp Mười quy về đơn vị tương đối là Rpu = Rpu = 0.00875, Xpu = 0.285 k Thông số đường dây và Trạm biến áp 110kV Tam Nông:

- Tổng trở tương đối máy biến áp 110kV/22kV Tam Nông quy về đơn vị tương đối là Rpu = Rpu = 0.00875, Xpu = 0.285.

Áp dụng Matlab tính toán dòng ngắn mạch tại thanh cái 22kV

" Thông số Trạm biến áp 110kV Thạnh Hưng:

- Đường dây 172 Cao Lãnh 2 - 172 Thạnh Hưng: chiều dài l = 25.384km, R0 0.075W/km; X0 = 0.311W/km

- Đường dây 174 Thạnh Hưng - 171 Chợ Mới: chiều dài l = 19.776km, R0 0.114W/km; X0 = 0.408W/km

- Đường dây 172 An Hòa - 171 Thạnh Hưng: chiều dài l = 29.4km, R0 0.084W/km; X0 = 0.266W/km

- Tổng trở tương đối máy biến áp T1 và T2 110kV/22kV Thạnh Hưng quy về đơn vị tương đối là Rpu = 0.0039, Xpu = 0.14895 b Trạm 110kV An Hòa:

- Đường dây 173 Sa Đéc 2 - 171 An Hòa: chiều dài l = 9.36km, R0 = 0.074W/km;

- Tổng trở tương đối máy biến áp T1 và T2 110kV/22kV An Hòa quy về đơn vị tương đối là Rpu = 0.0039, Xpu = 0.14895 c Trạm 110kV Sa Đéc:

- Đường dây 171 Sa Đéc 2 - 171 Sa Đéc: chiều dài l = 10.965km, R0 0.115W/km; X0 = 0.311W/km

- Đường dây 172 Sa Đéc 2 – 173 Sa Đéc: chiều dài l = 14.369km, R0 0.084W/km; X0 = 0.266W/km

- Tổng trở tương đối máy biến áp T1 và T2 110kV/22kV Sa Đéc quy về đơn vị tương đối là Rpu = 0.00875, Xpu = 0.285 d Trạm 110kV Nha Mân:

- Đường dây 172 Sa Đéc - 171 Nha Mân: chiều dài l = 9.99km, R0 = 0.049W/km;

- Đường dây 172 Vĩnh Long 2 – 172 Nha Mân: chiều dài l = 8.05km, R0 0.049W/km; X0 = 0.234W/km

- Tổng trở tương đối máy biến áp T1 và T2 110kV/22kV Nha Mân quy về đơn vị tương đối là Rpu = 0.00875, Xpu = 0.285 e Trạm 110kV Sông Hậu:

- Đường dây 174 Sa Đéc 2 - 171 Sông Hậu: chiều dài l = 14.268km, R0 0.114W/km; X0 = 0.408W/km

- Đường dây 171 Ô Môn 2 - 173 Sông Hậu: chiều dài l = 2.384km, R0 0.114W/km; X0 = 0.408W/km

- Đường dây 174 Sông Hậu – 171 Bình Minh: chiều dài l = 26.904km, R0 0.W/km; X0 = 0.234W/km

- Tổng trở tương đối máy biến áp T1 và T2 110kV/22kV Sông Hậu quy về đơn vị tương đối là Rpu = 0.00875, Xpu = 0.285 f Trạm 110kV Cao Lãnh:

- Đường dây 172 Cao Lãnh – 172 Trần Quốc Toản: chiều dài l = 12.894km, R0

- Tổng trở tương đối máy biến áp T1 và T2 110kV/22kV Cao Lãnh quy về đơn vị tương đối là Rpu = 0.0039, Xpu = 0.14895 g Trạm 110kV Trần Quốc Toản:

- Đường dây 171 Trần Quốc Toản - 172 An Long: chiều dài l = 31.708km, R0

- Tổng trở tương đối máy biến áp T1 và T2 110kV/22kV Trần Quốc Toản quy về đơn vị tương đối là Rpu = 0.00875, Xpu = 0.285 h Trạm 110kV An Long:

- Đường dây 171 An Long - 171 Hồng Ngự: chiều dài l = 13.198km, R0 0.094W/km; X0 = 0.319W/km

- Tổng trở tương đối máy biến áp T1 và T2 110kV/22kV An Long quy về đơn vị tương đối là Rpu = 0.00875, Xpu = 0.285 i Trạm 110kV Hồng Ngự:

- Tổng trở tương đối máy biến áp T1 và T2 110kV/22kV Hồng Ngự quy về đơn vị tương đối là Rpu = 0.00875, Xpu = 0.285 j Trạm 110kV Tháp Mười:

- Đường dây 175 Cao Lãnh 2 - 171 Tháp Mười: chiều dài l = 23.037km, R0 0.094W/km; X0 = 0.319W/km

- Đường dây 172 Tháp Mười - 131 Tam Nông: chiều dài l = 33.081km, R0 0.094W/km; X0 = 0.319W/km

- Tổng trở tương đối máy biến áp 110kV/22kV Tháp Mười quy về đơn vị tương đối là Rpu = Rpu = 0.00875, Xpu = 0.285 k Trạm 110kV Tam Nông:

- Tổng trở tương đối máy biến áp 110kV/22kV Tam Nông quy về đơn vị tương đối là Rpu = Rpu = 0.00875, Xpu = 0.285

Tổng trở đường dây 110 kV quy về đơn vị tương đối như bảng sau:

Bảng 5.1: Tổng trở quy về đơn vị tương đối

STT Tuyến Chiều dài Rpu Xpu

Thứ tự các nút được minh họa theo bảng sau:

Bảng 5.2: Các nút khai báo trên Matlab

STT Tên nút Nút số

2 Thanh cái 110kV trạm 220kV Cao Lãnh 2 1

3 Thanh cái 110kV trạm 220kV Sa Đéc 2 2

4 Thanh cái 110kV trạm 220kV Vĩnh Long 2 3

5 Thanh cái 110kV trạm 220kV Ô Môn 2 4

6 Thanh cái 110kV trạm 110kV Thạnh Hưng 5

7 Thanh cái 110kV trạm 110kV An Hòa 6

8 Thanh cái 110kV trạm 110kV Sa Đéc 7

9 Thanh cái 110kV trạm 110kV Nha Mân 8

10 Thanh cái 110kV trạm 110 kV Sông Hậu 9

11 Thanh cái 110kV trạm 110kV Cao Lãnh 10

12 Thanh cái 110kV trạm 110kV Trần Quốc Toản 11

13 Thanh cái 110kV trạm 110kV An Long 12

14 Thanh cái 110kV trạm 110kV Hồng Ngự 13

15 Thanh cái 110kV trạm 110kV Tháp Mười 14

16 Thanh cái 110kV trạm 110kV Tam Nông 15

17 Thanh cái 22kV Thạnh Hưng máy 1 16

18 Thanh cái 22kV Thạnh Hưng máy 2 17

19 Thanh cái 22kV An Hòa máy 1 18

20 Thanh cái 22kV An Hòa máy 2 19

21 Thanh cái 22kV Sa Đéc máy 1 20

22 Thanh cái 22kV Sa Đéc máy 2 21

23 Thanh cái 22kV Nha Mân máy 1 22

STT Tên nút Nút số

24 Thanh cái 22kV Nha Mân máy 2 23

25 Thanh cái 22kV Sông Hậu máy 1 24

26 Thanh cái 22kV Sông Hậu máy 2 25

27 Thanh cái 22kV Cao Lãnh máy 1 26

28 Thanh cái 22kV Cao Lãnh máy 2 27

29 Thanh cái 22kV Trần Quốc Toản máy 1 28

30 Thanh cái 22kV Trần Quốc Toản máy 2 29

31 Thanh cái 22kV An Long máy 1 30

32 Thanh cái 22kV An Long máy 2 31

33 Thanh cái 22kV Hồng Ngự máy 1 32

34 Thanh cái 22kV Hồng Ngự máy 1 33

35 Thanh cái 22kV Tháp Mười 34

36 Thanh cái 22kV Tam Nông 35

Trạng thái làm việc theo sơ đồ kết dây cơ bản lưới điện 110kV khu vực Nam sông Tiền, tỉnh Đồng Tháp được thể hiện tại bảng 5.3

Bảng 5.3: Trạng thái làm việc theo sơ đồ kết dây cơ bản

TT Tuyến From To Rpu Xpu Trạng thái

171SĐ2 - 171SĐ 2 7 0.0104 0.0282 Thường đóng 172SĐ2 - 173SĐ 2 7 0.0100 0.0316 Thường đóng

172SĐ - 171NM 7 8 0.0040 0.0193 Thường mở 172VL2-172NM 3 8 0.0033 0.0156 Thường đóng

171CL2-173CL 1 10 0.0083 0.0419 Thường đóng 173CL2-171CL 1 10 0.0086 0.0432 Thường đóng 172CL- 172QT 10 11 0.0097 0.0329 Thường đóng

7 Trạm Trần Quốc Toản (nút 11)

175CL2-171TM 1 14 0.0179 0.0607 Thường đóng 172TM-131TN 14 15 0.0257 0.0872 Thường đóng

5.2.4 Kết quả dòng ngắn mạch tại các nút trên Matlab theo sơ đồ kết dây cơ bản:

Kết quả tính toán dòng ngắn mạch tại các nút trên chương trình Matlab theo sơ đồ kết dây cơ bản so sánh với PSS/ADEPT được biểu thị theo bảng 5.4

Bảng 5.4: Kết quả tính toán ngắn mạch

TT Tên đường dây/trạm Nút ngắn mạch

Dòng ngắn mạch trên Matlab (kA)

Dòng ngắn mạch trên PSS (kA) DÒNG NGẮN MẠCH PHÍA 110KV

1 Thanh cái 110 kV Trạm Thạnh Hưng 5 8.1 8.2

2 Thanh cái 110kV Trạm An Hòa 6 13.3 13.4

3 Thanh cái 110kV Trạm Sa Đéc 7 7.9 7.9

4 Thanh cái 110kV Trạm biến áp Nha Mân 8 12.8 12.6

5 Thanh cái 110kV Trạm Sông Hậu 9 7.7 7.8

6 Thanh cái 110kV Trạm Cao Lãnh 10 12.6 13

7 Thanh cái 110kV Trạm Trần Quốc Toản 11 9.6 9.9

8 Thanh cái 110kV Trạm An Long 12 3.7 3.8

9 Thanh cái 110kV Trạm Hồng Ngự 13 2.9 2.9

10 Thanh cái 110kV Trạm Tháp Mười 14 6.9 7.1

11 Thanh cái 110kV Trạm Tam Nông 15 2.3 2.3

DÒNG NGẮN MẠCH PHÍA 22 KV

12 Thanh cái 22kV Thạnh Hưng

13 Thanh cái 22kV An Hòa

14 Thanh cái 22kV Sa Đéc

15 Thanh cái 22kV Nha Mân

16 Thanh cái 22kV Sông Hậu

17 Thanh cái 22kV Cao Lãnh

18 Thanh cái 22kV Trần Quốc Toản

Từ bảng 5.4 kết quả tính toán ngắn mạch, đồ thị biểu thị dòng ngắn mạch theo sơ đồ kết dây cơ bản được thể hiện tại hình 5.4

Hình 5.4: Đồ thị dòng ngắn mạch theo sơ đồ kết dây cơ bản

Kết quả tính toán tổng dòng ngắn mạch trên chương trình Matlab là 272 kA so với kết quả chạy mô phỏng trên PSS/ADEPT là 277.8 kA sai lệch 2.13% Cho thấy kết quả chạy ngắn mạch trên chương trình Matlab đáng tin cậy;

- Dòng ngắn mạch thanh cái 110kV tại các trạm biến áp gần nguồn phát từ trạm biến áp 220kV sẽ cao hơn (trạm biến áp An Hòa, Nha Mân và Cao Lãnh);

110 T hạnh H ư ng 11 0 An H òa 110 Sa Đ éc 110 N ha M ân 110 Sôn g H ậu 110 Ca o Lã nh 110 Tr ần Q uốc … 11 0 An L on g 110 H ồn g N gự 110 T háp M ư ờ i 110 Ta m N ôn g Th ạn h H ư ng T1 Th ạn h H ư ng T2 An H òa T 1 An H òa T 2 Sa Đ éc T 1 Sa Đ éc T 2 Nh a M ân T 1 Nh a M ân T 2 Sô ng H ậu T 1 Sô ng H ậu T 2 Ca o Lã nh T 1 Ca o Lã nh T 2 Tr ần Q uố c To ản T1 Tr ần Q uố c To ản T2 An L on g T1 An L on g T2 Hồ ng N gự T1 Hồ ng N gự T2 Th áp M ư ờ i Ta m N ôn g

Vị trí điểm ngắn mạch

19 Thanh cái 22kV An Long

20 Thanh cái 22kV Hồng Ngự

21 Thanh cái 22kV Tháp Mười

22 Thanh cái 22kV Tam Nông

- Hai trạm biến áp 110kV xa nguồn là trạm biến áp 110kV Hồng Ngự và trạm biến áp 110kV Tam Nông, nên dòng ngắn mạch sẽ nhỏ hơn;

- Dòng ngắn mạch tại thanh cái 110kV được tính qui đổi về cấp điện áp 110kV và dòng ngắn mạch tại thanh cái 22 kV được tính qui đổi về cấp điện áp 22kV.

Áp dụng phương pháp tính toán chuyển mạch tối ưu

Để chạy bài toán chuyển mạch tối ưu với hàm mục tiêu và thuật toán Symbiotic Organism Search (SOS) đã tìm hiểu ở trên và lưới điện 110kV khu vực nam sông Tiền tỉnh Đồng Tháp, ta chỉ xét tối ưu lưới điện để giảm dòng ngắn mạch trên thanh cái 22kV đối với các đường dây 110kV theo bảng 5.5

Bảng 5.5: Các đường dây 110kV cần khảo sát

172CL2-172TH 1 5 0.0157 0.0652 Thường đóng 172AH-171TH 5 6 0.0204 0.0646 Thường mở

171SĐ2 - 171SĐ 2 7 0.0104 0.0282 Thường đóng 172SĐ2 - 173SĐ 2 7 0.0100 0.0316 Thường đóng

172SĐ - 171NM 7 8 0.0040 0.0193 Thường mở 172VL2-172NM 3 8 0.0033 0.0156 Thường đóng

171OM2-173SH 4 9 0.0022 0.0080 Thường mở 174SĐ2-171SH 2 9 0.0134 0.0481 Thường đóng

171CL2-173CL 1 10 0.0083 0.0419 Thường đóng 173CL2-171CL 1 10 0.0086 0.0432 Thường đóng Để thực hiện bài toán chuyển mạch tối ưu, ta giả sử tất các các đường dây 110kV đều đóng Khi đó, kết quả dòng ngắn mạch tại các nút trạng thái đóng tất cả các đường dây (khởi tạo) được biểu thị như bảng 5.6

Bảng 5.6: Giá trị dòng ngắn mạch tại các nút trạng thái khởi tạo

TT Tên đường dây/trạm

Vị trí nút ngắn mạch

Dòng ngắn mạch trạng thái khởi tạo

(kA) DÒNG NGẮN MẠCH TẠI THANH CÁI 110 KV

1 Thanh cái 110kV Thạnh Hưng 5 8.2

2 Thanh cái 110kV An Hòa 6 16.7

3 Thanh cái 110kV Sa Đéc 7 9.4

4 Thanh cái 110kV Nha Mân 8 16.0

5 Thanh cái 110kV Sông Hậu 9 8.1

6 Thanh cái 110kV Cao Lãnh 10 12.5

7 Thanh cái 110kV Trần Quốc Toản 11 9.6

8 Thanh cái 110kV An Long 12 3.7

9 Thanh cái 110kV Hồng Ngự 13 2.9

10 Thanh cái 110kV Tháp Mười 14 6.9

11 Thanh cái 110kV Tam Nông 15 2.3

DÒNG NGẮN MẠCH TẠI THANH CÁI 22 KV

Dòng ngắn mạch trạng thái khởi tạo

Tổng dòng ngắn mạch 290.5 kA Đồ thị biểu thị giá trị các dòng ngắn mạch trạng thái khởi tạo như hình 5.14 bên dưới

Hình 5.5: Đồ thị dòng ngắn mạch trạng thái khởi tạo

5.3.1 Kết quả sau khi chạy bài toán chuyển mạch tối ưu trên chương trình Matlab với thuật toán Symbiotic Organism Search (SOS):

- Trạng thái làm việc đường dây 110kV sau khi chuyển mạch tối ưu như bảng 5.7:

Bảng 5.7: Trạng thái làm việc đường dây 110kV sau khi chuyển mạch tối ưu

110 T hạnh H ư ng 11 0 An H òa 110 Sa Đ éc 110 N ha M ân 110 Sôn g H ậu 110 Ca o Lã nh 110 Tr ần Q uốc T oả n 11 0 An L on g 110 H ồn g N gự 110 T háp M ư ờ i 110 Ta m N ôn g Th ạn h H ư ng T1 Th ạn h H ư ng T2 An H òa T 1 An H òa T 2 Sa Đ éc T 1 Sa Đ éc T 2 Nh a M ân T 1 Nh a M ân T 2 Sô ng H ậu T 1 Sô ng H ậu T 2 Ca o Lã nh T 1 Ca o Lã nh T 2 Tr ần Q uố c To ản T1 Tr ần Q uố c To ản T2 An L on g T1 An L on g T2 Hồ ng N gự T1 Hồ ng N gự T2 Th áp M ư ờ i Ta m N ôn g

Sơ đồ kết dây cơ bản Sơ đồ khởi tạo tính toán

TT Tuyến From To Sơ đồ khởi tạo Sơ đồ cơ bản Sơ đồ tối ưu

172CL2-172TH 1 5 Đóng Thường đóng Đóng

172AH-171TH 5 6 Đóng Thường mở Mở

173SĐ2 - 171AH 2 6 Đóng Thường đóng Đóng

171SĐ2 - 171SĐ 2 7 Đóng Thường đóng Đóng

172SĐ2 - 173SĐ 2 7 Đóng Thường đóng Đóng

172SĐ - 171NM 7 8 Đóng Thường mở Đóng *** 172VL2-172NM 3 8 Đóng Thường đóng Mở ***

171OM2-173SH 4 9 Đóng Thường mở Mở

174SĐ2-171SH 2 9 Đóng Thường đóng Đóng

171CL2-173CL 1 10 Đóng Thường đóng Mở ***

173CL2-171CL 1 10 Đóng Thường đóng Đóng

- Nhận xét: sau khi thực hiện bài toán tái cấu trúc lưới điện, sơ đồ kết dây thay đổi phương thức như sau:

• Trạm 110kV Nha Mân (nút 8) theo sơ đồ kết dây cơ bản nhận điện từ đường dây 172VL2-172NM thay đổi phương thức nhận điện từ đường dây 172SĐ - 171NM

• Trạm 110kV Cao Lãnh: theo sơ đồ kết dây cơ bản nhận điện từ 02 đường dây 171CL2 – 173CL và 173CL2 – 171CL thay đổi phương thức chỉ nhận 01 đường dây 173CL2 – 171CL

- Giá trị dòng ngắn mạch tại các nút sau khi thực hiện bài toán chuyển mạch tối ưu được biểu thị như bảng 5.8 và hình 5.6

Bảng 5.8: Dòng ngắn mạch tại thanh cái tại các nút sau khi chuyển mạch tối ưu

Dòng ngắn mạch sau khi chạy tối ưu (kA)

Dòng ngắn mạch theo sơ đồ kết dây cơ bản (kA) DÒNG NGẮN MẠCH PHÍA 110KV

1 Thanh cái 110kV Thạnh Hưng 5 8.1 8.1

2 Thanh cái 110kV An Hòa 6 13.3 13.3

3 Thanh cái 110kV Sa Đéc 7 7.7 7.9

4 Thanh cái 110kV Nha Mân 8 9.8 12.8

5 Thanh cái 110kV Sông Hậu 9 7.7 7.7

6 Thanh cái 110kV Cao Lãnh 10 12.5 12.6

7 Thanh cái 110kV Trần Quốc Toản 11 7.0 9.6

8 Thanh cái 110kV An Long 12 3.3 3.7

9 Thanh cái 110kV Hồng Ngự 13 2.6 2.9

10 Thanh cái 110kV Tháp Mười 14 6.8 6.9

11 Thanh cái 110kV Tam Nông 15 2.3 2.3

DÒNG NGẮN MẠCH PHÍA 22KV

Dòng ngắn mạch sau khi chạy tối ưu (kA)

Dòng ngắn mạch theo sơ đồ kết dây cơ bản (kA)

TỔNG DÒNG ĐIỆN NGẮN MẠCH 249.3 272

Hình 5.6: Đồ thị dòng ngắn mạch tại các nút sau khi chuyển mạch

Với kết quả tính toán dòng ngắn mạch sau khi tối ưu hóa lưới điện tổng giá trị các dòng ngắn mạch tại các nút từ 272 kA xuống còn 249.3kA

110 T hạnh H ư ng 11 0 An H òa 110 Sa Đ éc 110 N ha M ân 110 Sôn g H ậu 110 Ca o Lã nh 110 Tr ần Q uốc T oả n 11 0 An L on g 110 H ồn g N gự 110 T háp M ư ờ i 110 Ta m N ôn g Th ạn h H ư ng T1 Th ạn h H ư ng T2 An H òa T 1 An H òa T 2 Sa Đ éc T 1 Sa Đ éc T 2 Nh a M ân T 1 Nh a M ân T 2 Sô ng H ậu T 1 Sô ng H ậu T 2 Ca o Lã nh T 1 Ca o Lã nh T 2 Tr ần Q uố c To ản T1 Tr ần Q uố c To ản T2 An L on g T1 An L on g T2 Hồ ng N gự T1 Hồ ng N gự T2 Th áp M ư ờ i Ta m N ôn g

Dòng ng ắn m ạc h, KA

Sơ đồ kết dây cơ bản Sơ đồ khởi tạo tính toán

Sơ đồ chuyển mạch tối ưu Giới hạn dòng ngắn mạch

Các dòng ngắn mạch tại các nút sau khi thực hiện tái cấu trúc lưới điện không lớn hơn dòng ngắn mạch tại các nút theo sơ đồ kết dây cơ bản Kiểm tra dòng điện ngắn mạch tại các nút B C$$,E, FGH ≤ B C$$, E đáp ứng mục tiêu đề ra

5.3.3 Kiểm tra điều kiện ràng buộc về công suất truyền tải trên đường dây:

- Đường dây 172SĐ – 171NM: theo thông số vận hành đường dây 172VL2 – 172NM từ Điều độ Đồng Tháp theo phụ lục 5 hệ số mang tải cao nhất trong tháng 01/2024 là 60.18%, loại dây 2xACSR240mm 2 , dòng định mức 1210A, cùng loại dây với đường dây 172SĐ – 171NM, nên đáp ứng yêu cầu vận hành sau khi thực hiện tái cấu trúc

- Đường dây 173CL2 -171CL: theo thông số vận hành đường dây 173CL2 – 171CL và đường dây 171CL2-173CL từ Điều độ Đồng Tháp theo phụ lục 5 hệ số mang tải cao nhất trong tháng 01/2024 nếu mở đường dây 171CL2 – 173CL là 97.6% đường dây 173CL2 – 171CL nên đáp ứng yêu cầu vận hành sau khi thực hiện tái cấu trúc.

Kết luận

Với kết quả chạy bài toán tối ưu để tái cấu trúc lưới điện, sơ đồ kết dây cơ bản thay đổi phương thức vận hành như sau:

- Đường dây 172VL2 – 172NM từ trạng thái thường đóng sang trạng thái thường mở

- Đường dây 172SĐ – 171NM từ trạng thái thường mở sang trạng thái thường đóng

- Đường dây 171CL2 – 173CL từ trạng thái thường đóng sang trạng thái thường mở

- Kiểm tra điều kiện về công suất truyền tải trên đường dây: đáp ứng yêu cầu vận hành

- Kết quả sau khi chạy bài toán chuyển mạch tối ưu, tổng giá trị dòng ngắn mạch tại các nút từ 272 kA theo sơ đồ kết dây cơ bản giảm còn 249.3 kA; dòng ngắn mạch tại các nút sau khi chạy bài toán tối ưu nhỏ hơn hoặc bằng dòng ngắn mạch tại các nút theo sơ đồ kết dây cơ bản, đáp ứng hàm mục tiêu luận văn đề ra

- Dòng ngắn mạch giới hạn tại thanh cái 22kV các trạm 110kV khu vực Nam sông Tiền, tỉnh Đồng Tháp cho thấy: o Tại trạm biến áp 110kV An Hòa (2x63MVA), dòng ngắn mạch thanh cái 22kV giảm còn 9.3 kA < Ilimit = 10kA; o Tại trạm biến áp 110kV An Long (2x40MVA) dòng ngắn mạch thanh cái 22kV giảm còn 5.9 kA < Ilimit = 6 kA; o Tại trạm biến áp 110kV Hồng Ngự (2x40MVA) dòng ngắn mạch thanh cái 22kV giảm còn 5.4 kA < Ilimit = 6 kA; o Do đó, khi có ngắn mạch trên thanh cái 22kV xảy ra tại các trạm biến áp này không cần phải thí nghiệm đáp ứng tần số quét để đánh giá sự xô lệch của các bối dây máy biến áp 110kV

Tiêu đề	Tái cấu trúc lưới điện 110kV để làm giảm dòng ngắn mạch trên thanh cái 22kV các trạm 110kV khu vực Nam sông Tiền, tỉnh Đồng Tháp
Tác giả	Huỳnh Minh Trí
Người hướng dẫn	TS. Nguyễn Phúc Khải, ThS. Phạm Thị Minh Thái
Trường học	Đại học Quốc gia TP. Hồ Chí Minh
Chuyên ngành	Kỹ thuật điện
Thể loại	Luận văn thạc sĩ
Năm xuất bản	2024
Thành phố	Tp. Hồ Chí Minh

Định dạng
Số trang	112
Dung lượng	2,83 MB