Nghiên cứu các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối thành phố cam ranh

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

HOÀNG NGỌC TÚ

NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP
GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ CAM RANH

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 60 52 02 02

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2017


Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: TS. TRẦN VINH TỊNH

Phản biện 1: TS. TRẦN TẤN VINH

Phản biện 2: TS. LÊ KỶ

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc
sĩ kỹ thuật, chuyên ngành kỹ thuật điện họp tại Trường Đại học Bách
khoa vào ngày 07 tháng 10 năm 2017.

Có thể tìm hiểu luận văn tại:

Trung tâm Học liệu, Đại học Đà Nẵng tại Trường Đại học Bách khoa
Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN


1
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Trong những năm vừa qua, cùng với tốc độ tăng trưởng GDP trung
bình hàng năm đạt khoảng 7,5%, nhu cầu năng lượng tiếp tục tăng với
tốc độ trung bình là 15%. Theo dự thảo Quy hoạch điện VII, dự báo
nhu cầu điện toàn quốc sẽ tăng bình quân khoảng 11,5%/năm trong giai
đoạn 2016 – 2020 và khoảng 7,4% đến 8,4%/năm trong giai đoạn 2021
– 2030.
Để đáp ứng đủ nhu cầu năng lượng theo yêu cầu ngoài việc phát
triển nguồn, lưới phải thực hiện tiết kiệm và sử dụng năng lượng hiệu
quả. Điều này cũng đã được Chính phủ thể chế hoá trong Luật điện lực
ban hành tháng 6 năm 2005 và mới đây Quốc hội thông qua Luật “Sử
dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả”, chính thức có hiệu lực từ ngày
01/01/2011. Trong đó ngành điện phải tập trung nghiên cứu các giải
pháp tiết kiệm điện năng trong ngành mình thông qua công tác giảm
TTĐN trong tất cả các khâu: Sản xuất, truyền tải và phân phối.
Công ty CP Điện lực Khánh Hòa (KHPC) là đơn vị phân phối điện
đầu tiên trong cả nước chuyển sang hoạt động theo mô hình công ty cổ
phần. Do vậy, bài toán lớn đối với Công ty là vấn đề lợi nhuận gói gọn
từ khâu mua điện đến bán điện, tập trung vào các vần đề: giảm chi phí
sản xuất (giảm tổn thất điện năng), giảm giá mua điện (triển khai áp
dụng DSM, tính toán phương thức nhận nguồn hợp lý), nâng cao giá
bán điện bình quân (tăng cường áp giá)…trong đó vấn đề giảm tổn thất
điện năng là hết sức quan trọng.
Cùng với tốc độ tăng trưởng điện năng cao trong cả nước, tốc độ

tăng trưởng điện năng tỉnh Khánh Hoà luôn ở mức cao. Để đáp ứng tốc
độ tăng trưởng trên, hàng năm, Công ty cổ phần Điện lực Khánh Hòa
đã tập trung nguồn vốn lớn để thực hiện công tác đầu tư xây dựng mới,


2
cải tạo nâng cao năng lực cấp điện của LĐPP hiện có. Từ thực tế trên,
trong công tác quản lý vận hành LĐPP, vấn đề tính toán, phân tích các
biện pháp tổ chức, các biện pháp kỹ thuật nhằm giảm

A luôn có ý

nghĩa rất quan trọng.
Xuất phát từ các lý do nêu trên, đề tài “Nghiên cứu các giải pháp
giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối Thành phố Cam Ranh”
được đề xuất nghiên cứu. Đây cũng là một vấn đề thường xuyên được
các cán bộ quản lý, kỹ sư tại các Điện lực trực thuộc Công ty cổ phần
Điện lực Khánh Hòa quan tâm nghiên cứu.
2. Mục đích nghiên cứu
- Phân tích ưu nhược điểm của các phương pháp tính toán tổn thất
điện năng trên lưới phân phối. Chọn phương pháp tính thích hợp để áp
dụng tính toán đối với lưới điện phân phối TP Cam Ranh – Tỉnh Khánh
Hòa.
- Thu thập cơ sở dữ liệu về nguồn và phụ tải lưới phân phối các khu
vực thuộc phạm vi nghiên cứu để xây dựng đồ thị phụ tải điển hình đặc
trưng cho lưới phân phối TP Cam Ranh.
- Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT tính toán đánh giá tổn thất điện
năng cho phương án vận hành hiện tại. So sánh, phân tích, nhận xét kết
quả tính toán với kết quả tính toán tổn thất điện năng báo cáo hiện đang
áp dụng.

- Nghiên cứu các giải pháp giảm tổn thất điện năng trong công tác
quản lý vận hành lưới điện phân phối. Đề xuất các giải pháp giảm tổn
thất điện năng trên lưới điện phân phối TP Cam Ranh. Tính toán hiệu
quả đầu tư sau khi thực hiện các giải pháp nhằm kiến nghị lộ trình đầu
tư hàng năm phục vụ mục đích tối ưu hóa lợi nhận trong hoạt động kinh
doanh điện năng tại Công ty cổ phần Điện lực Khánh Hòa.


3
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu của đề tài là các phương pháp tính toán tổn
thất công suất, tổn thất điện năng trên lưới phân phối và các giải pháp
giảm tổn thất điện năng trong công tác quản lý vận hành lưới điện phân
phối.
Áp dụng đối tượng nghiên cứu trên cho một lưới điện cụ thể là lưới
điện phân phối khu vực Thành Phố Cam Ranh.
4. Phương pháp nghiên cứu
- Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: Nghiên cứu các tài liệu, sách
báo, giáo trình,…viết về vấn đề tính toán xác định tổn thất công suất và
tổn thất điện năng, các giải pháp giảm tổn thất điện năng trong lưới
cung cấp điện điện.
- Phương pháp thực nghiệm: Áp dụng các lý thuyết đã nghiên cứu,
sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để thao tác tính toán tổn thất công
suất và tổn thất điện năng, bù tối ưu công suất phản kháng nhằm đánh
giá hiệu quả công tác quản lý vận hành lưới phân phối hiện tại và lưới
điện sau khi áp dụng các giải pháp giảm tổn thất điện năng.
5. Bố cục của luận văn
Bố cục luận văn ngoài phần mở đầu và kết luận chung, nội dung
của luận văn được biên chế thành 4 chương như sau:
- Chương 1: Tổng quan về TTCS & TTĐN trong LĐPP.

- Chương 2: Các giải pháp giảm tổn thất công suất, giảm tổn thất
điện năng trên lưới phân phối.
- Chương 3: Đánh giá hiện trạng công tác quản lý vận hành, quản
lý kinh doanh điện năng trên LĐPP Cam Ranh.
- Chương 4: Đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng trong
công tác quản lý vận hành LĐPP Cam Ranh.


4
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN TỔNG QUAN VỀ TTCS & TTĐN TRONG LĐPP
1.1. Vai trò của LĐPP trong hệ thống điện
Hệ thống điện bao gồm các nhà máy điện, trạm biến áp, các đường
dây truyền tải và phân phối được nối với nhau thành một hệ thống
thống nhất làm nhiệm vụ sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng.
Tuỳ theo mục đích nghiên cứu mà hệ thống điện được chia thành các
phần hệ thống tương đối độc lập nhau.
LĐPP làm nhiệm vụ phân phối điện năng cho một địa phương
(thành phố, quận, huyện, lỵ…) có bán kính cung cấp điện nhỏ, thường
dưới 50km.
1.2. Đặc điểm lưới điện phân phối
Thông thường LĐPP trung áp được nhận điện từ:
- Thanh cái thứ cấp các trạm biến áp 110, 220kV.
- Các trạm biến áp trung gian 35/6kV, 35/10kV, 35/15kV hoặc
35/22kV.
- Thanh cái nhà máy điện, trạm phát diezen…
Sơ đồ cấp điện của lưới điện phân phối có các dạng cơ bản sau:
1.2.1. Sơ đồ hình tia
1.2.2. Sơ đồ mạch vòng
1.3. Tổn thất và nguyên nhân gây tổn thất

1.3.1. Tổn thất kỹ thuật
- Đường dây quá dài, bán kính cấp điện lớn, tiết diện dây dẫn quá
nhỏ, đường dây bị xuống cấp, không được cải tạo nâng cấp.
- Máy biến áp vận hành non tải hoặc không tải.
- Máy biến áp vận hành quá tải.
- Tổn thất do thiết bị cũ, lạc hậu
- Nhiều thành phần sóng hài của các phụ tải công nghiệp.


5
- Tổn thất dòng rò.
- Hệ thống nối đất trực tiếp, lặp lại không tốt.
- Hành lang tuyến không đảm bảo.
- Hiện tượng quá bù, hoặc vị trí và dung lượng bù không hợp lý.
- Tính toán phương thức vận hành không hợp lý, để xảy ra sự cố.
- Vận hành không đối xứng liên tục.
- Vận hành với hệ số cosφ thấp do phụ tải có hệ số cosφ thấp, thực
hiện lắp đặt và vận hành tụ bù không phù hợp.
- Các điểm tiếp xúc, các mối nối tiếp xúc kém.
- Hiện tượng vầng quang điện.
- Chế độ sử dụng điện không hợp lý.
1.3.2. Tổn thất thương mại
- Các thiết bị đo đếm như công tơ, TU, TI không phù hợp với tải.
- Sai sót khâu quản lý: TU mất pha, TI, công tơ hỏng.
- Sai sót trong nghiệp vụ kinh doanh: đọc sai chỉ số công tơ, thống
kê tổng hợp không chính xác, bỏ sót khách hàng…
- Không thanh toán hoặc chậm thanh toán hóa đơn tiền điện.
- Sai sót thống kê phân loại và tính hóa đơn khách hàng.
- Sai sót trong khâu tính toán xác định tổn thất kỹ thuật.
1.4. Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số TTCS & TTĐN trong HTĐ

1.4.1. Quan hệ giữa các phương pháp tính toán TTCS và TTĐN
A = Pmax.
- Công thức kinh điển:
= (0.124 + Tmax.10-4)2.8760
- Công thức Kenzevits:

2Tmax 8760

8760 Tmax
P
1 min
Tmax 2 Pmin
Pmax
1
8760 Pmax


6
- Công thức Valander:

T
8760. 0,13. max
8760

T
0,87. max
8760

2

- Tra đường cong tính toán:
= f(Tmax,cos )
1.4.2. Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số TTCS
1.4.2.1. Đường dây tải điện
1.4.2.2. Máy biến áp
1.4.2.3. Thiết bị bù
1.4.2.4. Nhiệt độ
1.4.2.5. Thay đổi cấu trúc và phương thức vận hành
1.4.3. Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số TTĐN
1.4.3.1. Biểu đồ phụ tải và các yếu tố ảnh hưởng đến TTĐN trong
LĐPP
1.4.3.2. Độ chính xác tính toán TTĐN trong điều kiện vận hành
1.5. Tính toán TTCS trong quản lý vận hành LĐPP
1.5.1. Cơ sở phương pháp
Khi tính toán thiết kế LĐPP, người ta thường sử dụng phương pháp
gần đúng khi tính phân bố công suất cũng như tổn thất trong mạng theo
điện áp định mức. Cách tính này không thể sử dụng để phân tích tổn
thất các lưới điện cụ thể, mà cần phải lựa chọn phương pháp tính toán
có thể xét đến đầy đủ các yếu tố tạo nên độ chính xác thỏa đáng.


7
1.5.2. Phương pháp giải và các chương trình tính toán

Hình 1.6. Sơ đồ thuật toán của phương pháp Newton.
1.5.2.1. Xác định TTCS trong điều kiện vận hành bằng chương
trình tính toán
- Cần mô tả đầy đủ các yếu tố khi thiết lập sơ đồ tính toán.
- Cần lựa chọn chương trình tính toán thích hợp.

8
1.5.3. Phần mềm PSS/ADEPT
PSS/ADEPT viết tắt từ tên gọi Power System Simulator/Advanced
Distribution Engineering Productivity Tool. Đây là phần mềm của
hãng Shaw Power Technologies được xây dựng như là một công cụ để
thiết kế, phân tích, tính toán qui hoạch lưới điện phân phối.
PSS/ADEPT cho phép ta thiết kế, sửa chữa và phân tích các sơ đồ và
mô hình của hệ thống điện một cách trực quan bằng giao diện đồ hoạ
với số nút không hạn chế.
1.6. Các phương pháp tính toán TTĐN trong LĐPP
1.6.1. Phương pháp tích phân đồ thị
1.6.2. Phương pháp dòng điện trung bình bình phương
1.6.3. Phương pháp thời gian tổn thất
1.6.4. Phương pháp đường cong tổn thất
1.6.5. Phương pháp tính toán TTĐN theo quy định của EVN
1.7. Kết luận chương 1
CHƯƠNG 2
CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
2.1. Cải tạo lưới điện đang vận hành
2.1.1. Phát triển trục hệ thống truyền tải, thống nhất các cấp điện
áp
Xây dựng các đường dây truyền tải chính xuyên qua các vùng trong
nước có cấp điện áp 110kV, 220kV, và 500kV sẽ tạo bán kính cấp điện
hợp lý và khả năng tải cao.
Chuyển đổi các cấp điện áp LĐPP về cấp 22kV.


9
2.1.2. Xây dựng các nhà máy và các trạm biến áp ở các trung tâm

phụ tải
Xây dựng các nhà máy nhiệt điện lớn gần tâm phụ tải sẽ cải thiện
sự mất cân đối trong việc điều độ hệ thống, góp phần giảm tổn thất
truyền tải và phân phối.
2.1.3. Nâng cấp các đường dây LĐPP và biến đổi hệ thống phân
phối một pha thành ba pha
Các đường dây một pha trên mạng nông thôn do khoảng cách dài
nên gây sụt áp và tăng tổn thất điện năng được chuyển đổi thành đường
dây ba pha hoặc chuyển chế độ vận hành MBA 01 pha 03 dây.
2.1.4. Nâng cao hệ số công suất cosφ đường dây
Sự tiêu thụ CSPK không hợp lý do cấu trúc lưới, phương thức vận
hành không tối ưu và phụ tải các pha không đối xứng làm cho hệ số
công suất giảm thấp. Chính vì vậy trước khi nghiên cứu bù nhân tạo,
cần phải nghiên cứu bù tự nhiên để khắc phục các thiếu sót trong quản
lý, vận hành, phân phối, tiêu thụ điện… để hạn chế tiêu thụ CSPK quá
mức, sau đó mới nghiên cứu bù nhân tạo theo các phương thức sau:
- Bù bằng tụ điện tĩnh
- Bù ngang
- Bù cố định và điều chỉnh theo chế độ làm việc
- Bù tự nhiên lưới điện phân phối
- Bù kinh tế lưới điện phân phối:
2.1.5. Giảm tổn thất trong các máy biến áp phân phối
Tổn thất sắt của các máy biến áp phân phối chiếm một phần lớn của
tổng tổn thất. Việc dùng các máy biến áp có tổn thất sắt thấp (lõi sắt
cuốn) thay cho các máy biến áp cũ cũng làm giảm tổn thất đáng kể.


10
2.2. Cải thiện về điều kiện vận hành
2.2.1. Giảm tổn thất thông qua điều độ kinh tế trong hệ thống

2.2.2. Cung cấp trực tiếp bằng điện áp cao trên các phụ tải
2.2.3. Giảm tổn thất thông qua cải thiện hệ số phụ tải
2.3. Giảm tổn thất thương mại
- Đảm bảo chất lượng kiểm định ban đầu để công tơ đo đếm chính
xác.
- Đối với hệ thống đo đếm lắp đặt mới cần đảm bảo thiết kế lắp đặt
hệ thống đo đếm chính xác, phù hợp với phụ tải, đảm bảo không có sai
sót trong quá trình lắp đặt.
- Kiểm tra, bảo dưỡng hệ thống đo đếm (công tơ, TU, TI…).
- Từng bước áp dụng công nghệ mới, lắp đặt thay thế các thiết bị đo
đếm có cấp chính xác cao cho phụ tải lớn.
- Nâng cao chất lượng ghi, đảm bảo ghi đúng lộ trình, chu kỳ, đảm
bảo chính xác kết quả ghi chỉ số công tơ và kết quả sản lượng.
- Khoanh vùng đánh giá TTĐN.
- Tăng cường công tác kiểm tra chống các hành vi lấy cắp điện.
- Thực hiện tốt quản lý kìm, chì niêm phong công tơ, TU, TI , hộp
bảo vệ hệ thống đo đếm.
2.4. Kết luận chương 2
CHƯƠNG 3
HIỆN TRẠNG CÔNG TÁC QUẢN LÝ VẬN HÀNH, QUẢN LÝ
KINH DOANH ĐIỆN NĂNG LĐPP CAM RANH
3.1. Đặc điểm tự nhiên thành phố Cam Ranh
3.1.1. Vị trí địa lý – kinh tế
Thành phố Cam Ranh là một trong 8 đơn vị hành chính và là thành
phố ven biển phía Nam của tỉnh Khánh Hòa. Phía Bắc giáp huyện Cam
Lâm, Phía Nam giáp huyện Bác Ái và huyện Thuận Bắc (tỉnh Ninh


11
Thuận ), phía Đông giáp biển Đông, phía Tây giáp huyện Khánh Sơn.

Cùng với phần đất liền, thành phố Cam Ranh còn có các đảo thuộc xã
Cam Bình.
3.1.2. Điều kiện tự nhiên
- Vùng đồng bằng ven biển nhỏ hẹp.
- Vùng đồi thoải là vùng đan xen, giao thoa giữa vùng núi cao và
vùng đồng bằng ven biển, có độ dốc 3-8 độ.
- Vùng núi cao phía Tây thành phố Cam Ranh có độ dốc khá cao, bị
chia cắt mạnh, cao trung bình 700m.
3.2. Giới thiệu về Điện lực Cam Ranh – Khánh Sơn
3.2.1. Lịch sử hình thành và phát triển
3.2.2. Chức năng nhiệm vụ và tổ chức bộ máy của Điện lực
3.2.2.1. Chức năng nhiệm vụ
- Quản lý, vận hành lưới điện phân phối điện áp đến 35 kV khu vực
thành phố Cam Ranh và huyện Khánh Sơn;
- Kinh doanh điện năng địa bàn thành phố Cam Ranh và huyện
Khánh Sơn.
3.2.2.2. Tổ chức bộ máy của Điện lực gồm
- Ban Lãnh đạo
- Các đơn vị trực thuộc gồm:
+ Phòng Tổng hợp
+ Phòng Kế hoạch - Kỹ thuật
+ Phòng Kinh doanh
+ Đội quản lý lưới điện Cam Ranh
+ Đội quản lý lưới điện Khánh Sơn
3.2.3. Khối lượng quản lý vận hành hệ thống điện
Các trạm biến áp phân phối trên địa bàn TP Cam Ranh chủ yếu sử
dụng loại trạm treo bao gồm các máy biến áp 1 pha và 3 pha.


12

Theo thống kê, trên địa bàn TP Cam Ranh có 591 trạm/195,277,5
kVA, trong đó trạm 1 pha là 113 trạm/3.605 kVA chiếm tỷ trọng 1,85%
(theo dung lượng trạm biến áp); trạm 3 pha là 476 trạm/191.672,5 kVA
chiếm tỷ trọng 98,15% (theo dung lượng trạm biến áp).
Lưới điện hạ áp TP Cam Ranh chủ yếu dùng cấp điện áp 220 –
380V, vận hành theo sơ đồ hình tia, kết cấu 3 pha 4 dây trung tính nối
đất trực tiếp. Lưới 3 pha chủ yếu tập trung ở khu vực trung tâm thành
phố, khu vực còn lại là lưới 1 pha 03 dây.
3.3. Tình hình tiêu thụ điện
Hiện nay, nhu cầu điện chủ yếu phục vụ quản lý và tiêu dùng dân
cư và sử dụng cho ngành công nghiệp xây dựng.
Tốc độ tăng trưởng điện thương phẩm thành phố Cam Ranh là khá
cao. Mức tăng bình quân giai đoạn 2012-2016 trung bình từ 12-15
%/năm.
Phần lớn nhu cầu tiêu thụ điện năng tại TP Cam Ranh tập trung ở
khu vực tiêu dùng dân cư (đến 44,3%) và sản xuất công nghiệp
(38,7%).
3.4. Tình hình thực hiện nhiệm vụ sản xuất kinh doanh
3.4.1. Tình hình thực hiện các chỉ tiêu SXKD các năm 2014, 2015
và 2016
3.4.2. Tình hình thực hiện TTĐN
3.4.2.1. Khái niệm và cách tính tổn thất báo cáo (tổn thất hình
bình hành)
3.4.2.2. Khái niệm chương trình hiệu suất khu vực (tổn thất hình
chữ nhật)
3.4.2.3. Phân tích TTĐN các năm 2014,2015 và 2016


13
3.5. Tính toán TTĐN hiện trạng LĐPP Cam Ranh bằng phần mềm

PSS/ADEPT
3.5.1. Cơ sở dữ liệu phục vụ tính toán
- Thông số nguồn và lưới
- Thông số phụ tải
3.5.2. Tính toán TTĐN trung áp
3.5.2.1. Sơ đồ lưới điện tính toán
3.5.2.2. Tính toán TTCS, TTĐN
ΔPi = ΔPkt +ΔPt
∆A = ΔPkt.T + ΔPmax . τ
Bảng 3.9. Tính toán Tmax và cho các xuất tuyến trung áp
Tuyến

TT

A (kWh)

Pmax
(kW)

Tmax
(giờ)

= (0.124+
Tmax.10-4)2
.8760

1

471-NCR+471-F9

51,168,448

8.500

6019,817

4.617

2

473-F9+477-E28 (CR)

31,266,739

5.100

6130,733

4.759

3

474-F9

33,697,976

5.600

6017,496

4.614

4

473+478-E28

46,606,890

7.800

5975,242

4.560

5

471- E28

16,807,450

3.000

5602,483

4.101

6

475-E28

6,271,050

1.100

5700,955

4.220

7

373-E28

62,601,080

11.000

5691,007

4.208

8

472+474-E28

51,570,160

8.800

5860,245

4.416

Trong bảng trên, thời gian tổn thất công suất cực đại được tính theo
công thức

= (0.124 + Tmax.10-4)2.8760. Sau đây, ta sẽ tính toán

theo

phương pháp đường cong tổn thất để so sánh.
Ta chọn xuất tuyến 473-E28 để tính
cong tổn thất.

theo phương pháp đường


14
24

(Pi

A=
i 1

Pi 1 )

i (i 1) 1
=
2
2

24

(Pi

Pi 1 )

i 1

Bảng 3.10. Kết quả mô phỏng ΔP theo P
P (kW)
ΔP (kW)
2900

33.429

3000

36.380

3300

41.305

3500

46.451

3600

51.668

3800

58.033

3900

60.151

4100

61.647

4300

71.603

4400

74.458

4600

82.841

4900

92.524

Hình 3.4. Đồ thị tổn thất công suất trong ngày điển hình của XT 473E28


15
24

ΔA =

( Pi

Pi 1 )

i 1

i (i 1) 1
=
2
2

24

( Pi

Pi 1 )

i 1

Bảng 3.11. Tính toán điện năng tiêu thụ và tổn thất điện năng trong
ngày điển hình của XT 473-E28

Giờ

P (kW)

ΔP (kW)

A (kWh)

ΔA (kWh)

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20

21
22

3900
3600
3500
3500
3300
2900
3000
3300
3500
4300
4100
3600
4100
4400
4400
3800
3800
3800
4400
4400
4600
4900

60.151
51.668
46.451
46.451

41.305
33.429
36.380
41.305
46.451
71.603
61.647
51.668
61.647
74.458
74.458
58.033
58.033
58.033
74.458
74.458
82.841
92.524

4,150
3,750
3,550
3,500
3,400
3,100
2,950
3,150
3,400
3,900
4,200

3,850
3,850
4,250
4,400
4,100
3,800
3,800
4,100
4,400
4,500
4,750

67.305
55.910
49.060
46.451
43.878
37.367
34.905
38.843
43.878
59.027
66.625
56.658
56.658
68.053
74.458
66.246
58.033
58.033

66.246
74.458
78.650
87.683


16

Giờ

P (kW)

23
24

ΔP (kW)

A (kWh)

ΔA (kWh)

82.841
74.458

4,750
4,500
94,100

87.683
78.650

1,454.751

4600
4400
Tổng:

ΔAnăm = ΔAngày .365 = 530.984 (kWh)
=

=
max

530.984
= 4244 (h)
125,12

Bảng 3.12. TTCS & TTĐN lưới hiện tại

Tuyến

Tổn thất có tải
(kW, kVAr)
ΔP

471-NCR
+ 471-F9
473-F9
+477-E28(CR)

ΔQ

Tổn
thất
không
tải
(kW)

Tổn thất
điện năng
ΔA (kWh)

Tỷ lệ
ΔA
(%)

157.1

100.9

39.721

1,073,279.36

2.10

102.4

251.74

16.012

627,597.69

2.01

474-F9

91.8

116.1

19.427

593,745.81

1.76

473-E28

150.5

251.47

34.585

989,309.56

2.12

471- E28

47.62

50.05

4.613

235,718.31

1.40

475-E28

17.9

39.59

3.3

104,451.23

1.67

373-E28

216.15

487.33

15.055

1,041,485.16

1.66

472+474-E28

112.48

109.83

85.646

1,246,995.54

2.42

895.95

1,407.01

1218.36

5,912,582.65

2.50

Tổng

17
3.5.2.3. So sánh kết quả tính TTĐN bằng phần mềm PSS/ADEPT
và TTĐN qua công tác hiệu suất khu vực (HSKV)
Qua kết quả tính toán tổn thất điện năng theo lý thuyết và thực tế,
nhận thấy rằng kết hai kết quả có lệch nhau. Trong đó kết quả TTĐN
qua công tác hiệu suất khu vực cao hơn. Việc sai lệch này là do sai số
của hệ thống công tơ ranh giới tại đầu các xuất tuyến và do tổn thất
điện năng thương mại gây nên(hệ thống công tơ đo đếm hỏng hóc, thất
thoát do vi phạm sử dụng điện). Tuy nhiên việc sai lệch này là không
lớn và có thể chấp nhận được. Coi kết quả tính toán TTĐN qua chương
trình PSS/ADEPT là định hướng để xác định khu vực tuyến trung áp
nào có TTĐN cao và qua đó có giải pháp hợp lý nhằm giảm TTĐN
hàng năm.
3.6. Kết luận chương 3

CHƯƠNG 4
ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP GIẢM TTĐN LĐPP CAM RANH
4.1. Các giải pháp tổ chức
4.1.1. Kiện toàn công tác tổ chức
4.1.2. Kiện toàn công tác quản lý kỹ thuật
4.1.3. Kiện toàn công tác quản lý vận hành lưới điện phân phối
4.1.4. Kiện toàn công tác quản lý kinh doanh
4.2. Các giải pháp kỹ thuật
4.2.1. Lắp đặt tụ bù trên lưới hạ áp
Kiến nghị chỉ bù CSPK sau các trạm biến áp có công suất Sđm >
250kVA.
Để nâng cosφ từ cosφtb ≥ cosφyc , cần một lượng CSPK bù như sau:


18

yc

P

tb

Qyc
S2

Qb

Qtb

S

Hình 4.1. Biểu đồ vectơ điều chỉnh hệ số công suất
Từ biểu đồ vectơ Hình, ta có:
Qb = Qtb – Qyc = P x tg
k = tg

tb

- tg

tb

– P x tg

yc

= P x (tg

tb

- tg

yc)

= Pxk

yc

Từ đó tính được hệ số k như phụ lục 05
Như vậy, k là dung lượng bù cần thiết cho 1 kW công suất tải.
Từ các thông tin khảo sát của 50 TBA cần bù; Công suất cực đại
của phụ tải (Pmax); cosφ trước và sau khi lắp bù; hệ số k tra bảng
tương ứng, ta xác định được dung lượng bù cần thiết cho từng trạm như
phụ lục 06.
Vị trí đặt tụ tối ưu bộ tụ bù nhằm giảm tổn thất nhiều nhất theo qui
tắc 2/(2n+1). Nghĩa là, đối với lưới điện có phụ tải phân bố đều, khi lắp
1 bộ tụ bù trên lưới thì dung lượng bộ tụ bù bằng 2/3 tổng nhu cầu
CSPK của lưới, vị trí lắp đặt tối ưu tại điểm cách nguồn bằng 2/3 chiều
dài toàn tuyến đường dây. Áp dụng kết quả nghiên cứu trên, tác giả xác
định dung lượng bộ tụ lắp đặt trên lưới hạ áp sau các trạm và vị trí lắp
đặt cách trạm 2/3 chiều dài trục chính lưới điện hạ áp.
TT
1

Bảng 4.1. Tổng hợp dung lượng bù và vốn đầu tư
Quy cách bộ tụ

Đơn vị
Số lượng
03*(1 x 20 kVAr)

kVAr

60


19
TT

Quy cách bộ tụ

Đơn vị

Số lượng

2

14*(1 x 30 kVAr)

kVAr

420

3

05*(2 x 20 kVAr)

kVAr

200

4

23*(2 x 30 kVAr)

kVAr

1.380

5

06*(3 x 30k VAr )

kVAr

540

5

Suất đầu tư

(đồng/kVAr)

570.000

6

Tổng vốn đầu tư

đồng

1.507.000

Bảng 4.2. Tổng hợp các chỉ tiêu của giải pháp lắp bù hạ áp
TT
Các chỉ tiêu
Đơn vị
Giá trị
1

TTĐN trước bù

kWh

2.310.423

2

TTĐN sau bù

kWh

1.864060

3

ĐN tiết kiệm

kWh

446.363

4

Giá mua điện

đ/kWh

4

Giá trị làm lợi

đồng

629.372.000

5

Thời gian thu hồi VĐT

Năm

2,39

1.410

4.2.2. Chọn phương thức vận hành hợp lý lưới trung áp

4.2.2.1. Cơ sở lựa chọn phương án kết lưới
4.2.2.2. Phương án kết lưới hiện tại
Bảng 4.3. TTĐN theo kết lưới 35-22kV hiện tại
Công
suất
(kW)

Tổn thất có tải
(kW, kVAr)
ΔP

ΔQ

471-F9

2,666

50.43

473-F9

1,337

474-F9

5,644

Tuyến

Tổn thất

không
tải (kW)

Tổn thất điện
năng ΔA
(kWh)

103.95

5.62

263,241.73

17.33

36.83

16.01

213,805.37

156.48

284.84

19.43

834,293.42

20

Tuyến

Công
suất
(kW)

Tổn thất có tải
(kW, kVAr)
ΔP

ΔQ

Tổn thất
không
tải (kW)

Tổn thất điện
năng ΔA
(kWh)

473-E28

5,616

125.97

247.86

25.01

753,683.19

373-E28

9,443

355.17

1,115.91

15.06

1,639,191.40

478-E28

2,528

22.72

59.17

9.57

180,252.31

Tổng

27,234

728

1,849

90.70

3,884,467.42

Với phương án kết lưới hiện tại tuy đã đáp ứng được yêu cầu cấp
điện nhưng thiếu tính linh hoạt . Việc tồn tại hai cấp điện áp trung áp
35kV và 22kV trên lưới phân phối cùng với TBA trung gian F9 2x6.300 kVA làm khả năng liên kết lưới 22kV khu vực trung tâm yếu,
giảm độ tin cậy cung cấp điện, tăng tổn thất điện năng. Từ thực trạng
trên , tác giả đề xuất các phương án kết lưới như sau :
4.2.2.3. Đề xuất phương án kết lưới
* Phương án 1: Kết lưới sang tải XT473-E28 và XT 478-E28 giữ
nguyên trạm F-9 2x6.300 kVA-35/22kV.
Bảng 4.4. TTĐN theo kết lưới 35 - 22kV theo phương án 1
Tuyến

Công
suất
(kW)

Tổn thất có tải (kW,
kVAr)
ΔP

ΔQ

Tổn thất
không
tải (kW)

Tổn thất
điện năng
ΔA (kWh)

471-F9

2,666

50.43

103.95

5.62

263,241.73

473-F9

1,337

17.33

36.83

16.01

213,805.37

474-F9

5,644

156.48

284.84

19.43

834,293.42

473-E28

3,651

60.91

111.03

16.25

400,818.57

373-E28

9,443

355.17

1,115.91

15.06

1,639,191.40

478-E28

4,660

78.52

207.58

18.33

493,785.40

Tổng

27,401

719

1,860

90.70

3,845,135.89


21
Phương án kết lưới sang tải giữa XT 473-E28 và XT478-E28 góp
phần là giảm tổn thất điện năng trên lưới trung thế,nâng cao độ tin cậy
cung cấp điện cho khu vực phía bắc thành phố Cam Ranh.
* Phương án 2: Kết lưới XT473-E28 và XT 478-E28 tách trạm F9
2x6.300 kVA-35/22kV ra khỏi lưới chuyển XT 373-E28 từ vận hành
điện áp 35kV sang 22kV.
Bảng 4.5. TTĐN theo kết lưới 22kV theo PA 2
Tuyến

Công
suất
(kW)

Tổn thất có tải
(kW, kVAr)
ΔP

ΔQ

Tổn thất
không
tải (kW)

Tổn thất
điện năng

ΔA (kWh)

471-F9

2,666

50.43

103.95

5.62

263,241.73

473-F9

1,337

17.33

36.83

16.01

213,805.37

474-F9

2,067

35.62

84.15

14.25

275,998.36

473-E28

3,651

60.91

111.03

16.25

400,818.57

373-E28

6,207

266.07

459.12

0.66

1,134,941.90

478-E28

8,315

242.09

539.87

23.52

1,233,395.25

Tổng

24,243

672

1,335

76.31

3,522,201.18

Chuyển XT373-E28 từ điện áp 35kV sang vận hành điện áp
22kV.Chuyển trạm trung gian F9 thành trạm cắt.
4.2.2.4. Phân tích lựa chọn phương án kết lưới
Để đảm bảo giảm TTĐN và đảm bào độ tin cậy cung cấp điện, tác

giả chọn PA2 - kết lưới XT 473-E28 và XT 478-E28 tách trạm F9
2x6.300 kVA-35/22kV ra khỏi lưới, chuyển XT 373-E28 từ vận hành
điện áp 35kV sang vận hành điện áp 22kV.
4.2.2.5. Tính toán phương án vận hành dựa trên kết quả TOPO
Để kiểm tra lại kết quả tính chọn phương án 3, tác giả thực hiện
chạy điểm mở tối ưu với lưới 22kV bằng giải thuật TOPO. Kết quả


22
TOPO hội tụ và cho kết quả sau 06 vòng lặp cho tất cả các vị trí đóng
cắt (switch, recloser, LBS…) để tìm tổng tổn thất trên lưới là thấp nhất.
Kết quả thực hiện TOPO đối với lưới phân phối 22kV Cam Ranh
ứng với thời điểm công suất cực đại của biểu đồ phụ tải điển hình trong
tháng 08/207 theo Phụ lục 11.
4.3. Tính toán hiệu quả sau khi áp dụng các giải pháp
4.3.1. Tính lượng tổn thất điện năng giảm hàng năm
4.3.1.1. Giải pháp bù hạ áp
Tổn thất điện năng giảm do giải pháp bù hạ áp:
∆A1 = 446.363(kWh/năm).
4.3.1.2. Giải pháp kết lưới trung áp tối ưu
∆A2 = 493.436(kWh/năm).
Tổng lượng điện năng tiết kiệm trong một năm:
ΔATK ∑ = 939.872 (kWh/năm).
4.3.2. Giá trị làm lợi hàng năm
4.3.2.1. Giá trị làm lợi do giảm TTĐN
G = ΔATK ∑ * g.
Với:
+ ΔATK ∑ = 939.872 (kWh/năm)
+ g là giá mua điện bình quân năm 2016, g = 1.410 đ/kWh.
G = ΔATK ∑* g = 1.325.220 đồng.

4.4. Kết luận chương 4


23
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
1. Kết luận
Đề tài “Nghiên cứu các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới
phân phối thành phố Cam Ranh” được thực hiện nhằm đề xuất các
giải pháp áp dụng để quản lý vận hành lưới điện phân phối hiệu quả và
tin cậy.
Đề tài đã nghiên cứu chi tiết, cụ thể hiện trạng lưới điện phân phối
thành phố Cam Ranh để đề ra một số các giải pháp áp dụng vào công
tác QLVH, QLKD điện năng đối với đơn vị cơ sở trong khâu phân phối
điện là cấp Điện lực trực thuộc Công ty điện lực tỉnh. Kết quả của đề tài
như sau:
1. Khảo sát, thu thập số liệu về công tác quản lý vận hành, quản lý
kinh doanh điện năng hiện nay của Điện lực Cam Ranh – Khánh Sơn.
Phân tích, đánh giá TTĐN thực tế và TTĐN qua tính toán bằng chương
trình PSS/ADEPT. Qua đó xác định TTĐN hiện đang nằm ở khu vực
nào nhằm có giải pháp hợp lý giảm TTĐN hàng năm.
2. Đề xuất vài giải giảm tổn thất điện năng trên LĐPP. Kết quả
các giải pháp giảm TTĐN, hiệu quả làm lợi mang lại trong 1 năm
khoảng 1.325.220 đồng.đ.
3. Tại thành phố Cam Ranh, với tốc độ tăng trưởng phụ tải bình
quân hàng năm khoảng 11% thì hiệu quả của đề tài giúp giảm tổn thất
điện năng còn có ý nghĩa lớn trong việc giảm áp lực cung ứng điện cho
xã hội. Giúp nghành điện giảm bớt áp lực vốn đầu tư cải tạo nâng cấp
LĐPP và giảm chi phí nhiên liệu phục vụ phát điện (nước, dầu, khí...).
4. Về môi trường: Việc tiết kiệm điện năng góp phần bảo vệ môi
trường do giảm lượng khí thải gây hiệu ứng nhà kính (CO2).

2. Kiến nghị: