Đánh giá tác động của DSM đến hệ thống cung cấp điện KCN điện nam điện ngọc

PHAN Vũ ĐÔNG QUÂN

bộ giáo dục và đào tạo
trờng đại học bách khoa hà nội
---------------------------------------

Phan Vũ Đông Quân

ngành : hệ thống điện

ĐáNH GIá TáC ĐộNG CủA DSM ĐếN Hệ THốNG
CUNG CấP ĐIệN KCN ĐIệN NAM - ĐIệN NGọC

luận văn thạc sĩ kỹ thuật

2006 2008
Quảng Nam Năm 2008


2

bộ giáo dục và đào tạo
trờng đại học bách khoa hà nội
--------------------------------------Phan Vũ Đông Quân

ĐáNH GIá TáC ĐộNG CủA DSM ĐếN Hệ THốNG
CUNG CấP ĐIệN KCN ĐIệN NAM - ĐIệN NGọC

Chuyên ngành : Hệ Thống Điện

luận văn thạc sĩ kỹ thuật

ngời hớng dẫn khoa học :
TS TRầN VINH TịNH

Quảng Nam 2008


3

LờI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi, trên cơ sở
vận dụng lý thuyết Một số vấn đề về Quy hoạch, thiết kế và vận hành các hệ
thống cung cấp điện đô thị của PGS, TS Đặng Quốc Thống và sự giúp đỡ
trong quá trình thực hiện của TS Trần Vinh Tịnh.
Các số liệu, kết quả nêu trong Luận văn là trung thực và cha từng đợc
công bố trong bất kỳ tài liệu nào khác.
Qua đây, cho tôi xin chân thành cảm ơn TS Trần Vinh Tịnh đã có nhiều
chỉ dẫn quý báu giúp tôi hoàn thành luận văn này.
TáC GIả

PHAN Vũ ĐÔNG QUÂN


4

MụC LụC
Trang
Trang phụ bìa

2

Lời cam đoan

3

Mục lục

4

Danh mục các ký hiệu, chữ viết tắt

7

Danh mục các bảng

10

Danh mục các hình vẽ, đồ thị

11

Chơng mở đầu

12

1. Lý do chọn đề tài

12

2. Mục đích nghiên cứu của đề tài

12

3. Đối tợng và phạm vi nghiên cứu

13

4. ý nghĩa khoa học và ý nghĩa thực tiễn của đề tài

13

Chơng 1 - Tổng quan về Hệ thống cung cấp điện và Quản lý
nhu cầu tiêu thụ điện năng

14

1.1. Tổng quan về hệ thống cung cấp điện

14

1.2. Đặc điểm phụ tải

15

1.3. Tổng quan về Quản lý nhu cầu tiêu thụ điện năng

15

1.4. Tổng quan công tác nghiên cứu

16

Chơng 2 Bài toán lựa chọn thông số cấu trúc của hệ thống
cung cấp điện

19

2.1. Đặt vấn đề

19

2.2. Lựa chọn các thông số cấu trúc HTCCĐ theo giản đồ khoảng
chia kinh tế sử dụng hàm chi phí vòng đời

20

2.3. Tính toán lựa chọn thông số cấu trúc lới điện hạ áp

23

2.3.1. Lựa chọn chiều dài hợp lý của ĐDRN

23

2.3.2. Lựa chọn chiều dài hợp lý của ĐDTC

24

2.3.3. Lựa chọn số lợng TBAPP

26

2.3.4. Lựa chọn công suất hợp lý TBAPP

27

2.4. Tính toán lựa chọn thông số cấu trúc lới điện trung áp

29


5

2.4.1. Tính toán chiều dài toàn bộ ĐDTA

29

2.4.2. Lựa chọn thiết diện ĐDTA theo giản đồ khoảng chia
kinh tế

30

2.4.3. Giản đồ khoảng chia kinh tế lựa chọn công suất
TBATG

30

Chơng 3 - Đánh giá tác động của DSM đến các chỉ tiêu KTKT
khi áp dụng DSM trong HTCCĐ sẵn có

32

3.1. Mô phỏng sự biến đổi của ĐTPT dới tác động của DSM và
các giả thiết

32

3.1.1 Đặc trng của sự biến đổi ĐTPT dới tác động DSM

32

3.1.2. Các giả thiết

32

3.1.3. Biến đổi đẳng trị ĐTPT

33

3.1.4. Mô phỏng sự thay đổi của đồ thì phụ tải dới tác động
của DSM dựa trên ĐTPT thời gian kéo dài biến đổi đẳng trị

35

3.2. Đánh giá tác động của DSM đối với TTĐN

38

3.2.1. Các giả thiết

38

3.2.2. Xác định đờng cong tổn thất công suất

38

3.2.3. Sự thay đổi TTĐN ngày dới tác dụng của DSM

41

3.2.4. Hiệu quả tác động của DSM đến tổn thất điện năng

43

3.3. Đánh giá tác động của DSM đến suất đầu t công suất đặt và
suất chi phí cung cấp điện năng

45

3.3.1. Tác động của DSM đến suất đầu t công suất đặt

45

3.3.2. Tác động của DSM đến suất chi phí cung cấp điện năng

49

3.3.2.1. Hàm chi phí cung cấp điện năng

49

3.3.2.2. Tổng chi phí cung cấp điện năng khi không có
tác động của DSM

51

3.3.2.3. Tổng chi phí v suất chi phí cung cấp điện năng
khi có tác động của DSM

52

3.3.2.4. Hiệu quả thay đổi suất chi phí cung cấp điện
năng

53

3.4. Sơ đồ khối các bớc đánh giá tác động của DSM đối với các
chỉ tiêu KTKT của HTCCĐ sẵn có

54


6

Chơng 4 - áp dụng đánh giá tác động của DSM đến các chỉ
tiêu KTKT trong HTCCĐ KCN ĐN-ĐN giai đọan 1

55

4.1. Giới thiệu sơ lợc KCN ĐN-ĐN

55

4.2. Khái quát HTCCĐ cho KCN ĐN-ĐN

56

4.3. Trình tự các bớc đánh giá tác động của DSM đến các chỉ
tiêu KTKT trong HTCCĐ KCN ĐN-ĐN giai đọan 1

57

4.4. Số liệu đầu vào

58

4.4.1. Số liệu chung

58

4.4.2. Xuất tuyến 473 E 153

58

4.4.3. Xuất tuyến 475 E 153

59

4.4.4. Xuất tuyến 477 E 153

60

4.5. Kết quả tính toán

61

4.5.1. Xuất tuyến 473 E 153

61

4.5.2. Xuất tuyến 475 E 153

68

4.5.3. Xuất tuyến 477 E 153

72

4.6. Kết luận
Kết luận và hớng nghiên cứu tiếp theo

75
78

1. Kết luận

78

2. Hớng nghiên cứu tiếp theo

78

TàI LIệU THAM KHảO

80

PHụ LụC

81

Phụ lục 1 : Danh mục phụ tải các xuất tuyến TBA 110KV ĐNĐN

81

Phụ lục 2 : Sơ đồ nguyên lý các xuất tuyến TBA 110KV ĐN-ĐN

83

Phụ lục 3 : Sơ đồ mặt bằng ĐD và TBA KCN ĐN-ĐN

84

Phụ lục 4 : Các đồ thị kết quả

85

1. Xuất tuyến 473 E 153

85

2. Xuất tuyến 475 E 153

92

3. Xuất tuyến 477 E 153

99


7

DANH MụC CáC Ký HIệU, CáC CHữ VIếT TắT
TT

Nội dung, tên

Viết tắt

1

Chi phí cung cấp điện năng của lới điện hằng năm

WHTĐ0

2

Chi phí quản lý vận hành và bảo dỡng hằng năm

CVHLĐ0

3

Chi phí tổn thất điện năng hăng năm

CTT0

4

Chi phí vòng đời của toàn bộ lới hạ áp

WHA

5

Chi phí vòng đời của toàn bộ lới trung áp

WTA

6

Chi phí vòng đời đờng dây rẽ nhánh

Wl

7

Chi phí vòng đời đờng dây trục chính

WL

8

Chi phí vòng đời của đờng dây trung áp

9

Chi phí vòng đời của 1 km chiều dài ĐDTA

10 Chi phí vòng đời của 1 trạm biến áp trung gian

WĐDTA
W0L
WBTG0

11 Chiều dài giữa 2 hộp cáp rẽ nhánh gần nhất

lkc

12 Chiều dài hợp lý đờng dây rẽ nhánh

lOP

13 Chiều dài hợp lý đờng dây trục chính

LOP

14 Chiều dài trung bình đờng dây rẽ nhánh

ltb

15 Công suất đặt tính toán

Ptt

16 Công suất định mức trạm biến áp phân phối

SBPP

17 Công suất trạm biến áp trung gian

SBTG

18 Công suất đỉnh sau khi có tác động DSM

Pmax

19 Diện tích khu vực phụ tải đợc cấp điện thực tế
20 Điện Nam - Điện Ngọc

d
ĐN-ĐN


8

21 Điện năng ngày

Angày

22 Đồ thị phụ tải

ĐTPT

23 Đờng dây hạ áp

ĐDHA

24 Đờng dây trung áp

ĐDTA

25 Đờng dây trục chính

ĐDTC

26 Đờng dây rẽ nhánh

ĐDRN

27 Giá điện năng bình quân

cE

28 Hệ thống cung cấp điện

HTCCĐ

29 Hệ số điền kín

Kđk

30 Hệ số đồng đều

Kđđ

31 Hệ số đồng thời

Kđt

32 Hệ số đờng cong tổn thất

a, b

33 Hệ số không đồng đều

Kkđđ

34 Hệ số quá tải máy biến áp

Kqt

35 Hệ số quy đổi thời gian tơng đơng từ chi phí ban đầu về

(A/P,i,n)

chi phí hằng năm
36 Hệ số quy đổi thời gian tơng đơng từ chi phí hằng năm

(P/A,i,n)

về chi phí ban đầu
37 Hiệu quả giảm suất chi phí cung cấp điện năng
38 Hiệu quả thay đổi tổn thất điện năng
39 Lãi suất hằng năm
40 Lợng giảm công suất đỉnh

rPCE ; rACE
rP ; r A
i%
Pmax


9

41 Lợng giảm điện năng đỉnh
42 Mật độ phụ tải tính toán

Ađ
tt

43 Khu công nghiệp

KCN

44 Kinh tế kỹ thuật

KTKT

45 Quản lý nhu cầu tiêu thụ điện năng

DSM

46 Số lộ ra 1 trạm biến áp phân phối

Nlộ

47 Số lợng trạm biến áp phân phối

NB

48 Suất chi phí cung cấp điện năng khi có DSM

CEtb

49 Suất đầu t công suất đặt trung bình hằng năm có DSM

CPtb

50 Thiết diện đờng dây trung áp

FTA

51 Thời gian ứng với công suất cực đại

Tmax

52 Thời gian ứng với công suất cực tiểu

Tmin

53 Tốc độ tăng trởng trung bình của phụ tải hằng năm

%

54 Tổn thất điện năng

TTĐN

55 Tổn thất điện năng ngày

Angày

56 Tổng chiều dài đờng dây trung áp

LTA

57 Trạm biến áp phân phối

TBAPP

58 Trạm biến áp trung gian

TBATG

59 Vốn đầu t hệ thống cung cấp điện

KHTĐ

60 Xuất tuyến

XT


10

DANH MụC CáC biểu, bảng
TT

Tên bảng

Ký hiệu

1

Các thông số của ĐTPT ngày của XT 473 E 153

Bảng 4.1

2

Các thông số của ĐTPT ngày của XT 475 E 153

Bảng 4.2

3

Các thông số của ĐTPT ngày của XT 477 E 153

Bảng 4.3

4

Quan hệ giữa Pmax và A của ĐTPT XT 473 E 153

Bảng 4.4

5

Kết quả tính toán đánh giá tác động của DSM đến tổn thất

Bảng 4.5

điện năng ngày của XT 473 E 153
6

Kết quả đánh giá tác động của DSM đến các chỉ tiêu kinh tế

Bảng 4.6

kỹ thuật của XT 473 E 153
7

Quan hệ giữa Pmax và A của ĐTPT XT 475 E 153

Bảng 4.7

8

Kết quả tính toán đánh giá tác động của DSM đến tổn thất

Bảng 4.8

điện năng ngày của XT 475 E 153
9

Kết quả đánh giá tác động của DSM đến các chỉ tiêu kinh tế

Bảng 4.9

kỹ thuật của XT 475 E 153
10 Quan hệ giữa Pmax và A của ĐTPT XT 477 E 153

Bảng 4.10

11 Kết quả tính toán đánh giá tác động của DSM đến tổn thất Bảng 4.11
điện năng ngày của XT 477 E 153
12 Kết quả đánh giá tác động của DSM đến các chỉ tiêu kinh tế Bảng 4.12
kỹ thuật của XT 477 E 153
13 Kết luận chung về tác động của DSM

Bảng 4.13


11

DANH MụC CáC hình vẽ, đồ thị
TT

tên hình vẽ, đồ thị

Ký hiệu

1

Các loại ĐTPT : thông thờng ; kéo dài ; kéo dài tuyến tính

Hình 3.1

2

Các dạng tiệm cận tuyến tính 2 đọan của biến đổi đẳng trị

Hình 3.2

ĐTPT thời gian kéo dài
3

Mô phỏng biến đổi của ĐTPT thời gian kéo dài theo Pmax

Hình 3.3

4

Xác định A theo Pmax dựa trên biến đổi của ĐTPT

Hình 3.4

5

Biểu đồ phụ tải và Dạng biến đổi ĐTPT của XT 473E 153

Hình 4.1

6

Biểu đồ phụ tải và Dạng biến đổi ĐTPT của XT 475E 153

Hình 4.2

7

Biểu đồ phụ tải và Dạng biến đổi ĐTPT của XT 477E 153

Hình 4.3

8

Các đồ thị kết quả của XT 473 E 153

Hình 4.4
Hình 4.16

10 Các đồ thị kết quả của XT 475 E 153

Hình 4.17
Hình 4.29

11 Các đồ thị kết quả của XT 477 E 153

Hình 4.30
Hình 4.42


12

CHƯƠNG Mở ĐầU
1. Lý do chọn đề tài :
Trong các năm qua, nhu cầu sử dụng điện đã gia tăng nhanh chóng, trong
giai đọan 1997 2007, tốc độ tăng điện thơng phẩm toàn quốc là 14,5%,
riêng tỉnh Quảng Nam có tốc độ tăng điện thơng phẩm bình quân 17,5%/năm
Nguồn : Điện lực Quảng Nam 2008. Nhằm thoả mãn nhu cầu điện năng,
ngành điện đã tập trung đầu t rất nhiều để phát triển hệ thống điện. Mặc dù
vậy, tại các giờ cao điểm, hệ thống điện vẫn bị quá tải, đặc biệt vào mùa khô.
Để có thể quản lý đợc tăng trởng nhu cầu điện năng và giảm sức ép về vốn
đầu t, áp dụng chơng trình DSM là một trong các giải pháp cần thiết.
Hiện nay, hầu hết các hệ thống cung cấp điện (HTCCĐ) đô thị nói chung
và cho các khu công nghiệp (KCN) nói riêng đợc thiết kế đều cha xét đến
tác động của DSM nên chất lợng cung cấp điện cha đợc cải thiện tốt hơn
cũng nh làm tăng chi phí đầu t. Do đó cần đánh giá lại tác động của DSM
đối với lới địên hiện trạng cũng nh khi thiết kế mới.
Khi áp dụng DSM trong HTCCĐ KCN, bên cạnh những lợi ích chung đối
với toàn bộ hệ thống điện nh điều khiển và kiểm soát sự phát triển của nhu
cầu điện năng, giảm sức ép vốn đầu t nguồn cũng nh lới truyền tải
điện,DSM cũng làm thay đổi các thông số thiết kế và vận hành của
HTCCĐ. Do vậy, việc đánh giá tác động của DSM đến vấn đề thiết kế và vận
hành của HTCCĐ là yêu cầu cần thiết khi nghiên cứu ứng dụng DSM
2. Mục đích nghiên cứu của đề tài :
Xác định các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật (KTKT) của lới điện KCN Điện
Nam - Điện Ngọc (ĐN-ĐN) giai đoạn 1 thay đổi dới tác động của DSM.

Nội dung của đề tài, các vấn đề cần giải quyết :


13

- Thu thập số liệu hiện trạng của HTCCĐ KCN ĐN-ĐN giai đoạn 1, xây
dựng cấu trúc lới điện lý tởng và xác định mật độ phụ tải tính toán.
- Tính toán các chỉ tiêu KTKT và xây dựng đờng cong tổn thất công
suất của lới điện lý tởng khi không xét đến tác động của DSM
- Tính toán tổn thất điện năng (TTĐN) , chi phí TTĐN , suất đầu t công
suất đặt , chi phí đầu t hằng năm và chi phí tiết kiệm đợc nhờ trì hoãn đầu t
công suất đặt, chi phí cung cấp điện năng, suất chi phí cung cấp điện hằng
năm theo các đặc trng tác động của DSM.
- Kết luận tác động của DSM thông qua các đồ thị kết quả.
3. Đối tợng và phạm vi nghiên cứu :
3.1. Đối tợng nghiên cứu của đề tài là lới điện phân phối KCN, gồm
đờng dây trung áp (ĐDTA) 22 KV và các trạm biến áp phân phối (TBA PP)
22/0,4 KV.
3.2. Phạm vi nghiên cứu của đề tài giới hạn trong hệ thống cung cấp điện
cho KCN ĐN-ĐN giai đọan 1 đã có sẵn.
4. ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài :
Việc đánh giá tác động của DSM đến các chỉ tiêu KTKT của HTCCĐ
KCN ĐN-ĐN giúp chúng ta xác định đợc giá trị làm lợi khi áp dụng DSM,
từ đó so sánh để lựa chọn đợc mức độ đầu t thích hợp để thực hiện DSM.
Trên cơ sở tính toán cho KCN ĐN-ĐN, chúng ta có thể mở rộng áp dụng
cho các KCN, khu đô thị khác ở Quảng Nam.


14

CHƯƠNG 1
TổNG QUAN Hệ THốNG CUNG CấP ĐIệN Và QUảN Lý NHU
CầU TIÊU THụ ĐIệN NĂNG
1.1. Tổng quan về hệ thống cung cấp điện :
Trong hệ thống điện, lới điện có thể phân loại nh sau [1] :
- Lới hệ thống : bao gồm các đờng dây tải điện và trạm biến áp khu
vực, nối liền các nhà máy điện tạo thành hệ thống điện, cấp điện áp từ 220 KV
ữ 500 KV.
- Lới truyền tải : Lới điện có nhiệm vụ truyền tải điện năng từ các trạm
khu vực đến các trạm trung gian, cấp điện áp 110 KV ữ 220 Kv, không trực
tiếp tham gia phân phối điện năng. Tuy nhiên, có những phụ tải công nghiệp
công suất lớn thì có thể dùng lới 110 KV để cấp trực tiếp đến hộ tiêu thụ.
- Lới điện phân phối : Lới điện có nhiệm vụ cung cấp điện trực tiếp cho
các phụ tải từ các trạm trung gian, cấp điện áp < 110 KV, bao gồm lới trung
áp, TBA phân phối và lới hạ áp.
Do đặc điểm lịch sử để lại, lới trung áp hiện đang tồn tại nhiều cấp điện
áp: 35 KV, 22 KV, 15 KV, 10 KV và 6 KV. Trong quy hoạch dài hạn, lới
trung áp nớc ta đang dần định hớng sử dụng ở cấp điện áp 22 KV. Tuỳ theo
tính chất phụ tải, ngời ta chia lới phân phối làm 3 loại :
- Lới điện đô thị : Cấp điện cho sinh hoạt, công sở, các cơ sở phục vụ đô
thị, dịch vụ là chính, công nghiệp chiếm tỷ lệ nhỏ. Mật độ phụ tải tập trung
cao và tơng đối đồng đều, công suất phụ tải lớn. Thời gian sử dụng công suất
cực đại lớn (Tmax), có thể đến 5000 - 6000 h.


15

- Lới điện địa phơng (mạng nông thôn) : Cấp điện cho sinh hoạt và
dịch vụ, công nghiệp nhỏ phục vụ nghề nông, chủ yếu là ánh sáng sinh hoạt.
Mật độ phụ tải nhỏ, Tmax bé khoảng 500 - 2500h.

- Lới điện công nghiệp : Cung cấp điện cho các xí nghiệp tại các khu
công nghiệp, cụm công nghiệp. Phân bố trên diện tích hẹp hơn, mật độ phụ tải
cao, lợng điện năng tiêu thụ lớn, Tmax khoảng 5000 - 7000 h, thời gian làm
việc nhiều, ít có tính chất thời vụ.
Trong đề tài này, chỉ đề cập đến lới điện công nghiệp và giới hạn ở cấu
trúc đờng dây trung thế 22 kV và TBA phân phối 22/0,4 KV.
1.2. Đặc điểm của phụ tải [8] :
Phụ tải có đặc điểm là thờng biến đổi liên tục theo thời gian trong ngày,
theo ngày, theo mùa trong năm và theo xác suất đóng cắt phụ tải một cách
ngẫu nhiên. Sự phân bố không đều này là do giờ giấc và thói quen sinh họat,
do cách thức tổ chức sản xuất, sự thay đổi thời tiết,Sự chêch lệch cao thấp
điểm của phụ tải dẫn đến vận hành hệ thống khó khăn, gây quá tải cho nguồn,
lới điện trong giờ cao điểm, có thể dẫn đến sự cố và ngợc lại gây nên tình
trạng vận hành không kinh tế trong giờ thấp điểm, các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật
của hệ thống luôn biến động trong giới hạn rộng. Vì vậy vấn đề áp dụng kỹ
thuật điều khiển quản lý nhu cầu điện năng là rất cần thiết.
1.3. Tổng quan về Quản lý nhu cầu tiêu thụ điện năng :
Quản lý nhu cầu tiêu thụ điện năng (DSM - Demand - Side management)
đợc định nghĩa :DSM là tập hợp các giải pháp kỹ thuật - công nghệ - kinh
tế - xã hội nhằm quản lý và sử dụng điện năng một cách hiệu quả và hợp lý
nhất, đồng thời cải thiện biểu đồ phụ tải để đạt hiệu quả sản xuất năng lợng
tốt hơn [8].
DSM đợc xây dựng dựa trên hai chiến lợc chủ yếu sau [4]:


16

- Nâng cao hiệu quả sử dụng điện năng ở các hộ dùng điện :
Gồm 2 giải pháp Sử dụng các thiết bị điện có hiệu suất cao và Giảm thiểu
sự tiêu phí năng lợng một cách vô ích.

- Điều khiển nhu cầu tiêu dùng điện năng cho phù hợp với khả năng cung
cấp một cách kinh tế nhất :
+ Điều khiển trực tiếp dòng điện (thay đổi ĐTPT) : Gồm các giải pháp :
Cắt giảm đỉnh ; Lấp thấp điểm ; Chuyển dịch phụ tải ; Biểu đồ phụ tải linh
hoạt ;). Đây là giải pháp quan trọng nhất, mang lại hiệu quả cao.
+ Tích trữ năng lợng
+ Sử dụng nguồn năng lợng mới [8].
+ Chính sách đối với giá điện : Giá tính theo thời điểm sử dụng ; Giá
cho phép cắt điện khi cần thiết ; Giá giành cho các mục tiêu đặc biệt ;
Vì DSM là một tập hợp các giải pháp công nghệ, kinh tế - xã hội rất đa
dạng nên nghiên cứu ứng dụng DSM cũng rất đa dạng. Một trong những nội
dung rất quan trọng khi nghiên cứu ứng dụng DSM là đánh giá tiềm năng tác
động của DSM.
Riêng đối với quản lý hệ thống điện, ứng dụng DSM làm biến đổi ĐTPT
và do đó sẽ tác động đến quá trình thiết kế và vận hành toàn bộ hệ thống điện
bao gồm phần nguồn, phần hệ thống truyền tải điện và hệ thống cung cấp điện
Hệ thống cung cấp điện nối trực tiếp với phụ tải nên các giải pháp DSM
đợc áp dụng trong khu vực này chiếm một tỷ lệ lớn của ứng dụng DSM.
1.4. Tổng quan công tác nghiên cứu :
Quá trình tác động của DSM đến các chỉ tiêu KTKT có thể chia thành 2
giai đọan : Tác động của DSM làm biến đổi phụ tải và quá trình biến đổi phụ
tải tác động đến các chỉ tiêu KTKT của HTCCĐ.


17

Quá trình thứ nhất mô tả quan hệ giữa DSM và sự biến đổi phụ tải, các
dạng của quan hệ này thờng là :
+ Chi phí của DSM theo lợng giảm công suất đỉnh (max) của ĐTPT
(Pmax)

+ Chi phí của DSM theo tổng lợng giảm điện năng đỉnh (chuyển dịch
xuống thấp điểm) của ĐTPT (Ađ).
Quá trình thứ hai mô tả quan hệ giữa sự biến đổi của phụ tải dới tác
động của DSM và sự thay đổi tơng ứng của các chỉ tiêu KTKT :
+ Tỷ lệ tổn thất điện năng (TTĐN).
+ Suất đầu t công suất đặt.
+ Suất chi phí cung cấp điện năng.
Các quan hệ này phụ thuộc vào dạng của ĐTPT và cấu trúc lới điện.
Trên cơ sở đó, có thể lựa chọn đợc mức độ đầu t thích hợp để thực hiện
DSM.
Từ các phân tích trên, nội dung của luận văn sẽ nghiên cứu và giải quyết
các vấn đề sau :
- Từ số liệu thực tế về các thông số vận hành của HTCCĐ, ta xây dựng
ĐTPT ngày điển hình.
- Biến đổi đẳng trị ĐTPT về dạng ĐTPT thời gian kéo dài hai đoạn tuyến
tính và mô phỏng tác động của DSM theo các đặc trng tác động của DSM là
lợng giảm công suất đỉnh (Pmax) và tổng lợng giảm điện năng đỉnh (Ađ).
- Dựa trên các thông số đặc trng trên, xây dựng cấu trúc của HTCCĐ lý
tởng và xác định mật độ phụ tải tính toán (tt).


18

- Xây dựng đờng cong tổn thất công suất của HTCCĐ lý tởng khi
không xét đến tác động của DSM.
- Tính toán TTĐN trong HTCCĐ theo đờng cong tổn thất và tính chi phí
TTĐN theo các đặc trng tác động của DSM.
- Tính toán suất đầu t công suất đặt (CPtb). Tính toán chi phí đầu t hằng
năm của HTCCĐ (KHTĐ) và chi phí tiết kiệm đợc nhờ hoãn đầu t công suất
đặt (KHTĐ) theo các đặc trng tác động của DSM.

- Tính toán chi phí cung cấp điện năng hằng năm (WHTĐO), suất chi phí
cung cấp điện năng hằng năm (CEtb) theo các đặc trng tác động của DSM.
- Kết luận tác động của DSM đối với HTCCĐ thông qua các đồ thị kết
quả.


19

CHƯƠNG 2
BàI TOáN lựa chọn thông số cấu trúc của hệ thống
cung cấp điện
2.1. Đặt vấn đề :
Về mặt cấu trúc lới, để xác định các chỉ tiêu KTKT của HTCCĐ, có 2
cách tiếp cận [4] :
- Cách thứ nhất là dựa trên cấu trúc HTCCĐ thực tế, thống kê các số liệu
về thông số cấu trúc và tính toán các chế độ vận hành của HTCCĐ. Từ đó, xác
định các chỉ tiêu KTKT. Ưu điểm của cách tiếp cận này là các chỉ tiêu KTKT
có thể đợc xác định khá chính xác trong từng chế độ nhất định. Tuy nhiên,
cách tiếp cận này gặp một số khó khăn và hạn chế rất lớn nh : Yêu cầu một
lợng số liệu thống kê lớn về thông số cấu trúc của lới điện và phụ tải. Việc
thống kê này lại càng khó khăn do HTCCĐ phát triển qua nhiều thời kỳ, ứng
dụng nhiều tiêu chuẩn thiết kế và vận hành cũng nh nhiều chủng loại thiết bị.
- Cách thứ hai là dựa trên một lới điện lý tởng có các thông số cấu trúc
đợc thiết kế và lựa chọn phù hợp với đặc điểm đối tợng HTCCĐ cần nghiên
cứu để tính toán các chỉ tiêu KTKT tơng ứng. Phơng pháp này có hạn chế là
phải đa ra các giả thiết tính toán về cấu trúc HTCCĐ và đặc điểm phụ tải.
Tuy nhiên, nhợc điểm này sẽ đợc khắc phục nếu các giả thiết về cấu trúc
HTCCĐ và đặc điểm phụ tải nêu trên phản ảnh đúng đối tợng cần nghiên
cứu. Mặt khác, việc tính toán đợc thực hiện đối với một dải mật độ phụ tải
rộng nên có thể đánh giá xu hớng thay đổi thông số cấu trúc HTCCĐ theo

các mật độ phụ tải khác nhau.
Xây dựng cấu trúc lới điện lý tởng phù hợp với đối tợng HTCCĐ cần
nghiên cứu tức là thiết kế và lựa chọn một bộ thông số cấu trúc HTCCĐ phản
ánh gần đúng đối tợng cần nghiên cứu. Do đối tợng nghiên cứu của đề tài là
lới điện phân phối KCN, gồm ĐDTA 22 KV và các TBAPP 22/0,4KV nên


20

các thông số cấu trúc bao gồm : Số lợng và công suất các TBAPP; Chiều dài
và thiết diện ĐDTA.
Sử dụng tiêu chuẩn kinh tế là cực tiểu hoá hàm chi chí vòng đời cùng các
giả thiết và ràng buộc kỹ thuật phản ánh trực tiếp đối tợng HTCCĐ cần
nghiên cứu. Do đó, lới điện đợc xây dựng không áp dụng chung mà chỉ phù
hợp với đối tợng cần nghiên cứu. Nh thế các chỉ tiêu KTKT của đối tợng
HTCCĐ cần nghiên cứu có thể đợc xác định với độ chính xác chấp nhận
đợc [3].
2.2. Lựa chọn các thông số cấu trúc HTCCĐ theo giản đồ khoảng
chia kinh tế sử dụng hàm chi phí vòng đời [3]
Chi phí vòng đời của một thiết bị gồm toàn bộ các chi phí liên quan đến
thiết bị trong thời gian khấu hao của thiết bị đó. Trong thiết kế HTCCĐ, chi
phí vòng đời của các phần tử trong HTCCĐ chủ yếu gồm các chi phí sau
W = K + C = K + CVH + CTT

(2-1)

Trong đó
-K

: Chi phí mua sắm, lắp đặt và đa vào vận hành của các phần tử

trong HTCCĐ.
-C

: Tổng chi phí, gồm chi phí vận hành và chi phí tổn thất.

- CVH

: Chi phí vận hành, bảo dỡng và sửa chữa trong thời gian khấu

hao của phần tử.
- CTT

: Chi phí TTĐN trong thời gian khấu hao của phần tử.

Việc giải bài toán tổng quát cực tiểu hàm chi phí vòng đời W trên là khó
thực hiện trong thực tế, nó thuộc dạng bài toán tối u liên tục hàm đa mục tiêu
[9]. Khó khăn chủ yếu ở đây là nhiều yếu tố khó thể hiện, biểu diễn định
lợng dới dạng giải tích. Không những thế, chúng còn mang tính ngẫu nhiên,
hoặc chỉ ghi chép đợc một số thể hiện mà không biết đợc luật phân phối của


21

chúng. Một trong những phơng hớng để giải quyết những khó khăn trên là
xây dựng mô hình toán học của phơng pháp khoảng chia kinh tế. Phơng
pháp này dựa trên cơ sở là một số thông số tham gia vào phép tính đã đợc
chuẩn hoá và tập giá trị là hữu hạn (số chủang loại dây, dải công suất máy
biến áp, là hữu hạn). Hoặc đúng hơn là tìm cách cực tiểu hàm chi phí vòng
đời tơng ứng với một dải thông số khả thực nào đó, phơng pháp khoảng chia

kinh tế thuộc dạng bài toán tối u rời rạc [9].
Chi phí K thờng xảy ra ngay những năm đầu trong thời gian khấu hao
của các phần tử. Các chi phí CVH và CTT xảy ra trong suốt thời gian khấu hao
của các phần tử. Do đó (2-1) đợc viết lại nh sau
n

W=K+

C VHj

(1 + i)
j=1

n

j

+

C TTk

(1 + i)
k =1

k

(2-2)

Trong đó CVHj và CTTk : Chi phí vận hành ở năm thứ j và chi phí tổn thất ở
năm thứ k trong thời gian khấu hao của phần tử HTCCĐ.

CVHj và CTTk thay đổi trong thời gian khấu hao. Tuy nhiên ở giai đoạn
thiết kế, có thể coi CVHj là không đổi giữa các năm và bằng CVHO. Đối với bài
toán lựa chọn thông số cấu trúc HTCCĐ đang xét, nếu coi dòng điện tải của
các phần tử ít thay đổi thì cũng có thể giả thiết CTTk của các phần tử không đổi
và bằng chi phí tổn thất hàng năm CTTO. Do đó (2-2) đợc đơn giản hoá thành
công thức sau
C VHO + C TTO
= K + [CVHO + AO.cE]. (P/A,i,n)
(1 + i) j
j=1
n

W=K+
Trong đó



(P/A,i,n) =

(1 + i) n 1
i.(1 + i) n

(2-3)
(2-4)

(P/A,i,n) : Hệ số giá trị hiện tại chuỗi phân bố đều hay Hệ số qui đổi
thời gian tơng đơng từ giá trị hàng năm thành giá trị hiện tại thực ở thời
điểm đầu thời gian khấu hao.

22

AO : TTĐN hàng năm của phần tử trong HTCCĐ.
i : Lãi suất hằng năm.
n : Số năm của thời gian khấu hao, lấy n = 25.
Khi so sánh nhiều phơng án, có thể giả thiết chi phí CVHO nh nhau đối
với tất cả các phơng án. Khi đó hàm chi phí vòng đời trong giản đồ khoảng
chia kinh tế có dạng
W = K + AO.cE.(P/A,i,n)

(2-5)

2.3. Tính toán lựa chọn thông số cấu trúc lới điện hạ áp (LHA)
2.3.1. Lựa chọn chiều dài hợp lý của đờng dây rẽ nhánh (ĐDRN)
2.3.1.1. Chọn chiều dài ĐDRN theo tổn thất điện áp cho phép
Ucp =

P.r .l + Q.x 0 .l
P.r .l
P.R + Q.X
= 0
0
U dm
U dm
U dm

(2-6)

Trong đó :
- l : Chiều dài đờng dây [m].

- rO, và xO : Điện trở và điện kháng trên một đơn vị chiều dài đờng dây
[/km]. Với các đờng dây cáp hạ áp ta có ro >> xo.
- Công suất phụ tải của ĐDRN là
P = S.cos = l.lkc..Kđt. Kđđ.cos [W]

(2-7)

- Ulcp : Tổn thất điện áp cho phép ĐDRN [V], giả thiết Ulcp = 1%Uđm.
- lkc

: Chiều dài giữa 2 hộp cáp rẽ nhánh gần nhất, giả thiết lkc = 40m.

- Uđm = 380V.
- : Mật độ phụ tải [VA/m2].
- Kđđ : Hệ số đồng đều, giả thiết Kđđ = 1.


23

- Kđt : Hệ số đồng thời, giả thiết Kđt = 0,8.
Thay vào (2-6) ta đợc
Ulcp

l

Từ đó rút ra

=

=

l 2 .l kc ..K dt .K dd .r0 .Cos
U dm

U lcp .U dm
l kc ..K dt .K dd .r0 .Cos

(2-8)

[m]

(2-9)

2.3.1.2. Giản đồ khoảng chia kinh tế chọn thiết diện ĐDRN
Theo (2-5), hàm chi phí vòng đời của một ĐDRN có dạng
W l = Kl +
+

S2

l max

U

2
dm

. R .HA . cE . (P/A,i,n)

= Kol.ltb.10-3 +

(l tb .l kc ..K dt .K dd ) 2
.rol.ltb.HA.cE.(P/A,i,n).10-12
2
U dm

[Tr.đ]

(2-10)

Trong đó :
- Kol : Vốn đầu t xây dựng 1 km ĐDRN [Tr.đ/km]
- rol : điện trở 1 km ĐDRN [/km]
- ltb :

Chiều dài trung bình ĐDRN [m], giả thiết ltb = 60 m.

- HA : Thời gian tổn thất công suất lớn nhất. Theo giả thiết TmaxHT =
4000h và Cos = 0,9 thì HA = 2400 giờ.
- cE : Giá điện năng [đ/kWh].
2.3.1.3. Xác định chiều dài hợp lý ĐDRN
Các bớc xác định chiều dài hợp lý ĐDRN nh sau :
- Bớc 1 : Với mật độ phụ tải và giá điện cE, xác định đợc FlOP hợp lý
từ giản đồ kinh tế Wl = f(Fl,, cE) theo (2-10).


24

- Bớc 2 : Từ quan hệ l = (,Fl ) (2-9) và với FlOP hợp lý đã xác định
đợc ở (2-10), tính đợc chiều dài ĐDRN l.

- Bớc 3 : Kết hợp quan hệ l = (,Fl ) với kiểm tra điều kiện phát nóng
ĐDRN, chiều dài hợp lý ĐDRN sẽ đợc rút ra từ so sánh sau
l OP = Min{ltb, l } = (,cE)

[m]

(2-11)

2.3.2. Lựa chọn chiều dài hợp lý đờng dây trục chính (ĐDTC)
2.3.2.1. Xác định chiều dài ĐDTC theo tổn thất điện áp cho phép
Tơng tự tính toán với ĐDRN, chiều dài ĐDTC đợc xác định theo
công thức sau dựa trên tổn thất điện áp cho phép
L

=

2.U Lcp .U dm
l tb ..K dt .K dd .r0 L .Cos

[m]

(2-12)

Trong đó :
- ULcp : Tổn thất điện áp cho phép ĐDTC [V], giả thiết ULcp = 4%Uđm.
- roL

: Điện trở 1 km ĐDTC [/km].

- , Kđt, Kđđ nh đã định nghĩa trong công thức (2-7).

2.3.2.2. Xác định chiều dài ĐDTC theo phạm vi cấp điện của TBAPP
Phạm vi cấp điện của TBAPP là khoảng cách xa nhất một TBAPP có thể
cấp điện theo công suất MBA. Công suất tải lớn nhất trên một lộ ĐDTC đợc
xác định nh sau
SL =

SBPP .K qt
N lo

[kVA]

Trong đó :
- Nlộ : Số lộ ra TBAPP, giả thiết Nlộ = 4.

(2-13)


25

- SBPP, Kqt : Công suất định mức TBAPP [kVA] và hệ số quá tải TBAPP.
Trong tính toán, Kqt = 1,3
Mặt khác, công suất truyền tải lớn nhất trên một lộ ĐDTC lại phụ thuộc
mật độ phụ tải theo quan hệ
SL = L.ltb..Kđt. Kđđ

[VA]

(2-14)

Thay (2-14) vào (2-13) ta rút ra chiều dài ĐDTC :

L

=

S BPP .K qt .10 3
4.l tb .K dt .K dd .

[m]

(2-15)

2.3.2.3. Giản đồ kinh tế chọn thiết diện ĐDTC
Tơng tự (2-10), hàm chi phí vòng đời tính toán cho ĐDTC có dạng
WL =

KL +

S2

L max

3.U

2
dm

. R . HA . cE . (P/A,i,n) =

KoL.Ltb.10-3 +

(l tb .L tb ..K dt .K dd ) 2
. roL. Ltb.HA. cE. (P/A,i,n).10-12 [Tr.đ]
+
2
3.U dm

(2-16)

Trong đó :
- KoL: Vốn xây dựng 1 km ĐDTC [Tr.đ/km]
- roL: Điện trở 1 km ĐDTC [/km].
- Ltb : Chiều dài trung bình ĐDTC [m], giả thiết Ltb = 250 m.
- Uđm, ltb, HA, cE : tơng tự (2-10)
2.3.2.4. Xác định chiều dài hợp lý ĐDTC
Các bớc xác định chiều dài hợp lý ĐDTC nh sau :
- Bớc 1 : Với mật độ phụ tải và giá điện cE, xác định đợc FLOP hợp lý
từ giản đồ kinh tế WL = f(FL,, cE) theo (2-16).