Nghiên cứu và đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối điện lực đơn dương, tỉnh lâm đồng

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

VÕ HUY TÂM

NGHIÊN CỨU VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP
GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
ĐIỆN LỰC ĐƠN DƯƠNG, TỈNH LÂM ĐỒNG

Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện
Mã số:

60.52.02.02

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2018


Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: TS. NGUYỄN HỮU HIẾU

Phản biện 1: TS. TRẦN VINH TỊNH

Phản biện 2: TS. LÊ KỶ

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ
chuyên ngành Kỹ thuật điện họp tại Trường Đại học Bách khoa vào ngày 03

tháng 03 năm 2018.

Có thể tìm 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 gần đây, do sự phát triển mạnh mẽ của nền kinh tế, tốc độ
công nghiệp hoá tăng nhanh, nhu cầu về điện năng ngày càng lớn đòi hỏi ngành Điện
phải đi trước một bước để tạo cơ sở cho sự phát triển của nền kinh tế. Để đáp ứng yêu
cầu cung cấp điện cho việc đẩy mạnh quy hoạch, chỉnh trang trên địa bàn huyện Đơn
Dương (là huyện nông thôn mới đầu tiên trong cả nước) trong những năm qua đã làm
cho phụ tải tăng nhanh, lưới điện ngày càng được mở rộng, hiện đại hóa và phức tạp
hơn. Ngành Điện tỉnh Lâm Đồng, đặc biệt là Điện lực Đơn Dương phải thực hiện
những kế hoạch phát triển nguồn và lưới phù hợp với nhu cầu của phụ tải và cải tạo
nâng cấp những khu vực hiện có, đề ra những biện pháp vận hành hiệu quả để nâng
cao chất lượng điện, tăng công suất truyền dẫn để có thể đáp ứng ngày càng tốt hơn
những đòi hỏi ngày càng cao về sản lượng cũng như chất lượng điện đồng thời tiết
kiệm chi phí, giảm tổn thất và nâng cao hiệu quả kinh tế cung cấp và sử dụng điện.
Đối với ngành điện, việc sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng phải được
vận hành một cách tối ưu nhất, đảm bảo chất lượng, an toàn trong cung cấp điện và
giảm tổn thất điện năng đến mức thấp nhất có thể. Thực hiện đạt chỉ tiêu tổn thất điện
năng mà cấp trên giao là một áp lực không nhỏ đối với các đơn vị Điện lực hiện nay.
Với đặc thù riêng của lưới điện Điện lực Đơn Dương quản lý, cung cấp điện trên
địa bàn khá đa dạng, từ thị trấn, thị tứ, nông thôn đến vùng núi cao, dân cư sinh sống
thưa thớt nên tổn thất lớn trên lưới điện là điều khó tránh khỏi.

Điện lực Đơn Dương những năm trước 2010, tổn thất điện năng thực hiện hàng
năm luôn ở mức trên 10% (tổn thất phi kỹ thuật và tổn thất kỹ thuật). Với sự nỗ lực
của tập thể đơn vị đến nay, con số này đã ở mức dưới 7% sau khi áp dụng nhiều biện
pháp từ tranh thủ nguồn vốn cải tạo lưới điện, thay đổi cấu trúc lưới và các biện pháp
phòng chống thất thoát điện năng trong khâu kinh doanh… nhưng cho đến nay đó là
những giải pháp ngắn hạn nhằm đạt chỉ tiêu về tổn thất mà cấp trên giao.
Dựa trên cơ sở nghiên cứu lưới điện phân phối hiện tại của Điện lực Đơn
Dương, từ đó đề xuất các giải pháp vận hành tối ưu là biện pháp góp phần tiết kiệm
điện, tiết kiệm tài chính cho ngành Điện, ổn định lưới điện, đối với quốc gia góp phần
để bù đắp tình trạng thiếu điện hiện nay. Trên đây là các lý do chọn nghiên cứu đề tài
này.
2. Mục tiêu nghiên cứu
Thực hiện tính toán và phân tích để lựa chọn phương thức vận hành tối ưu nhằm
đảm bảo tổn thất công suất P trong mạng là bé nhất đồng thời đảm bảo điện áp tại
các nút nằm trong giới hạn cho phép.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu của đề tài là hệ thống lưới điện phân phối trên địa bàn
huyện Đơn Dương.


2

Phạm vi nghiên cứu của đề tài bao gồm: Thực hiện tính toán và phân tích
phương thức vận hành hiện tại của lưới điện huyện Đơn Dương. Từ đó, chọn ra
phương thức vận hành tối ưu, đề xuất một số giải pháp hoàn thiện để đem lại hiệu quả
cao cho công tác quản lý vận hành trong giai đoạn hiện nay.
4. Phương pháp nghiên cứu
Sử dụng phương pháp nghiên cứu lý thuyết và thực tiễn.
- Phương pháp nghiên cứu lý thuyết:
Nghiên cứu các tài liệu sách báo, giáo trình, tạp chí, các trang web chuyên

ngành điện đề cập tính tổn thất công suất, bù công suất phản kháng, tổn thất điện áp.
- Phương pháp thực tiễn:
+ Tập hợp số liệu do Điện lực Đơn Dương cung cấp (công suất phụ tải, dữ liệu
MBA, sơ đồ và thông số đường dây, thiết bị đóng cắt, số lượng và dung lượng các tụ
bù, thông số cấu trúc lưới điện huyện Đơn Dương) để tạo sơ đồ và nhập các thông số
vào phần mềm PSS/ADEPT.
+ Xây dựng các chỉ số kinh tế lưới điện cài đặt vào chương trình PSS/ADEPT
để đánh giá bù tối ưu CSPK.
+ Khảo sát thực tế tại lưới điện phân phối do Điện lực Đơn Dương quản lý.
+ Công cụ tính toán: Tìm hiểu và sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để hỗ trợ
thực hiện tính toán tổn thất công suất, tổn thất điện áp, tối ưu hóa vị trị đặt tụ bù
(CAPO) và tìm điểm mở tối ưu (TOPO) để lựa chọn phương thức vận hành tối ưu
nhất nhằm giảm tổn thất.
5. Đặt tên cho đề tài
Căn cứ vào mục đích, đối tượng phạm vi và phương pháp nghiên cứu, đề tài
được đặt tên: “Nghiên cứu và đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới
điện phân phối Điện lực Đơn Dương, tỉnh Lâm Đồng”.
Luận văn gồm các chương sau:
Chương 1: TỔNG QUAN VỀ KINH TẾ - XÃ HỘI VÀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN
PHỐI, TÌNH HÌNH CUNG CẤP ĐIỆN TẠI ĐỊA BÀN HUYỆN ĐƠN DƯƠNG –
TỈNH LÂM ĐỒNG.
Chương 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT VÀ GIỚI THIỆU PHẦN MỀM PSS/ADEPT
LÀM CÔNG CỤ HỖ TRỢ DÙNG ĐỂ TÍNH TOÁN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI.
CHƯƠNG 3: ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC ĐƠN DƯƠNG


3

Chương 1

TỔNG QUAN VỀ KINH TẾ - XÃ HỘI VÀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI,
TÌNH HÌNH CUNG CẤP ĐIỆN TẠI ĐỊA BÀN HUYỆN ĐƠN DƯƠNG
– TỈNH LÂM ĐỒNG
1.1. Khái quát về đặc điếm tự nhiên, kinh tế - xã hội và phương hướng phát
triển đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2030 của huyện Đơn Dương, tỉnh Lâm
Đồng
1.1.1. Đặc điểm tự nhiên
Huyện Đơn Dương nằm ở phía Đông Bắc tỉnh Lâm Đồng, phía Bắc giáp
huyện Lạc Dương, phía Tây Bắc giáp thành phố Đà Lạt, phía Tây và Tây Nam giáp
huyện Đức Trọng, đều thuộc tỉnh Lâm Đồng. Riêng ranh giới phía Đông, huyện giáp
với các huyện của tỉnh Ninh Thuận là: Ninh Sơn (ở phía Đông Nam và
chính Đông), Bác Ái (ở phía Đông Bắc).
Đơn Dương ở độ cao trên 1.000m so với mặt nước biển với tổng diện tích đất tự
nhiên 61.032 ha (chủ yếu là đồi núi và thung lũng hẹp): Đất nông nghiệp: 16.817 ha
(Đất trồng cây hằng năm: 14.559,39 ha; Đất trồng cây lâu năm: 2.243,982 ha), Đất
lâm nghiệp: 37.716 ha (Rừng tự nhiên: 18.436,4 ha; Rừng trồng: 20.006,34 ha), Đất
phi nông nghiệp: 2.310ha (Đất ở: 473 ha; Đất chuyên dùng: 1.042 ha), Đất chưa sử
dụng: 2.856 ha.
Khí hậu huyện Đơn Dương chịu ảnh hưởng của khí hậu gió mùa miền Tây
Nguyên, chia làm hai mùa rõ rệt, mùa mưa từ tháng 4 đến tháng 10, mùa khô từ tháng
11 đến tháng 3 năm sau. Nhiệt độ ôn hòa, nhiệt độ trung bình là (21-22) oC, các hiện
tượng thời tiết bất thường ít xảy ra.
Huyện Đơn Dương gồm: 02 thị trấn (Thạnh Mỹ và D’ran), 08 xã (Quảng Lập,
Tu tra, Ka Đơn, Pró, Ka Đô, Đạ Ròn, Lạc Lâm, Lạc Xuân). Dân số đến cuối năm
2016 là:101.549 người, bao gồm các dân tộc Kinh, Hoa, Tày, Nùng và các dân tộc
bản địa như K’ho, Churu, Mạ, Cill… Số hộ đồng bào dân tộc chiếm trên 26%.
1.1.2. Đặc điểm kinh tế - xã hội
1.1.3. Phương hướng phát triển đến năm 2020 và tầm nhìn đến năm 2030
Theo quyết định Số: 1614/QĐ-UBND ngày 24 tháng 7 năm 2017 của UBND
tỉnh Lâm Đồng về việc Phê duyệt Điều chỉnh Quy hoạch tổng thể phát triển kinh tế xã hội huyện Đơn Dương đến năm 2020 và tầm nhìn đến năm 2030.

Mục tiêu tổng quát: Phát huy tiềm năng lợi thế, tăng cường sự đoàn kết và đồng
thuận xã hội để xây dựng huyện Đơn Dương có kinh tế - xã hội phát triển đạt mức
khá trong vùng; đẩy mạnh thực hiện tái cơ cấu kinh tế, chuyển đổi mô hình tăng
trưởng theo hướng kết hợp chiều rộng với chiều sâu; chủ động ứng phó với biến đổi
khí hậu, quản lý tài nguyên và bảo vệ môi trường; tập trung khai thác mọi nguồn lực
đầu tư xây dựng kết cấu hạ tầng, xây dựng đô thị và nông thôn mới; nâng cao chất
lượng nguồn nhân lực, phát triển văn hóa, thực hiện tiến bộ, công bằng xã hội, đảm
bảo an sinh xã hội, nâng cao đời sống nhân dân; đảm bảo quốc phòng an ninh, trật tự
an toàn xã hội.


4

1.2. Đặc điểm chung của lưới điện phân phối
1.2.1. Về lưới điện
1.2.2. Về phụ tải điện
1.2.2.1. Phân loại phụ tải điện
1.2.2.2. Các đặc trưng của phụ tải điện
1.2.2.3. Yêu cầu của phụ tải đối với hệ thống điện
1.3. Quá trình hình thành, quản lý cung cấp điện và tình hình thực hiện chỉ tiêu
tổn thất trong những năm qua trên địa bàn Điện lực Đơn Dương
1.3.1. Quá trình hình thành
1.3.2. Tình hình quản lý cung cấp điện
1.3.2.1. Về nguồn điện
Hiện tại toàn bộ khu vực huyện Đơn Dương được cung cấp từ Trạm biến áp
(TBA) 110/22kV Đơn Dương với công suất đặt của Máy biến áp (MBA) là 40MVA,
thông qua 4 phát tuyến trung thế là: 471, 473, 475, 477. Với tốc độ tăng trưởng phụ
tải hiện nay của huyện Đơn Dương là hoàn toàn có thể đáp ứng nguồn cho phụ tải
đến cuối năm 2018.
1.3.2.2. Về lưới điện

- Lưới điện trung thế
Hiện nay, Điện lực Đơn Dương đang quản lý 250,001 km đường dây trung thế,
trong đó tài sản của khách hàng (TSKH) 63,183 km và tài sản của Điện lực (TSĐL)
186,818 km, cung cấp điện đến 02 Thị trấn và 08 xã trên địa bàn qua 4 phát tuyến
trung thế:
Phát tuyến 471: Cấp điện cho các xã Ka Đơn, Pró, một phần xã Tu Tra và một
phần thị trấn Thạnh Mỹ với chiều dài 49,119,3km, trong đó: Đường trục 31,947km
được sử dụng dây 3xAC185+1xAC120 và chiều dài các nhánh rẽ 17,172km phần lớn
sử dụng dây AC95, AC70.
Phát tuyến 473: Cấp điện cho các xã Lạc Lâm, Lạc Xuân và Thị trấn D’ran với
chiều dài 67,139km, trong đó: Đường trục 50,066km được sử dụng dây
3xAC185+1xAC120 và chiều dài các nhánh rẽ 17,073km phần lớn sử dụng dây
AC95, AC70.
Phát tuyến 475: Cấp điện cho các xã Ka Đô, Quảng Lập và một phần xã Lạc
Xuân với chiều dài 30,770km, trong đó: Đường trục 10,026km được sử dụng dây
3xAC185+1xAC120 và chiều dài các nhánh rẽ 20,744km phần lớn sử dụng dây
AC95, AC70.
Phát tuyến 477: Cấp điện cho xã Đạ Ròn, một phần xã Tu Tra và một phần Thị
trấn Thạnh Mỹ với chiều dài 34,780km, trong đó: Đường trục 16,542km được sử
dụng dây 3xAC185+1xAC120 và chiều dài các nhánh rẽ 18,238km phần lớn sử dụng
dây AC95, AC70.
- Lưới điện hạ thế
Lưới điện hạ thế trên địa bàn huyện Đơn Dương được ngành điện tiếp nhận đến
2016 đã thực hiện xong công tác này và từng bước tranh thủ các nguồn vốn có thể để
cải tạo, nâng cấp, vì đây là lưới điện được địa phương đầu tư với mục đích cung cấp
điện cho vùng sâu, vùng xa, vùng đồng bào dân tộc thiểu số nên với tốc độ phát triển
phụ tải hiện nay lưới điện hạ thế những khu vực này không đáp ứng nhu cầu và phần
lớn đã xuống cấp, làm tổn thất điện năng khu vực này ngày càng cao.

5

Tổng số chiều dài đường dây hạ thế là: 376,491km.
- Trạm biến áp
Số trạm biến áp: 520 trạm, trong đó TSKH 162 trạm, TSĐL 358 trạm.
Số máy biến áp: 637 MBA, trong đó TSKH 202 MBA, TSĐL 435 MBA.
Dung lượng máy biến áp: 61.017,5kVA, trong đó TSKH 27.770kVA, TSĐL
33.247,5kVA.
Tình hình mang tải TBA công cộng trên địa bàn huyện Đơn Dương:
+ TBA vận hành đầy tải (Từ 90% đến < 100%): 31 trạm
+ TBA vận hành từ 80% đến < 90%: 45 trạm.
+ TBA vận hành từ 70% đến < 80%: 108 trạm.
+ TBA vận hành từ 50% đến < 70%: 132 trạm.
+ TBA vận hành từ 20% đến <50%: 42 trạm.
1.2.2.1. Về bù công suất phản kháng
Bù công suất phản kháng trên lưới điện trung áp có tổng cộng 8 giàn với tổng
dung lượng: 2.400 kVAr, phân bổ như sau:
+ Xuất tuyến 471: Có 02 giàn với tổng dung lượng: 600 kVAr (02 giàn bù ứng
động: 471/126/81, 36/47CBT3).
+ Xuất tuyến 473: Có 02 giàn với tổng dung lượng: 600 kVAr (02 giàn bù ứng
động: 473/198/CB3, 473/109/CB6).
+ Xuất tuyến 475: Có 02 giàn với tổng dung lượng: 600 kVAr (01 giàn bù cố
định: 475/35/30CBT3 và 01 giàn bù ứng động: 475/107).
Xuất tuyến 477: Có 02 giàn với tổng dung lượng: 600 kVAr (01 giàn bù cố
định: 477/89CBT3 và 01 giàn bù ứng động: 126/50/20A).
1.3.3. Tình hình thực hiện chỉ tiêu tổn thất trong những năm qua
Tổng hợp các số liệu về tổn thất điện năng của Điện lực Đơn Dương trong giai
đoạn từ năm 2015 đến 2016 trong Bảng 1.1, bao gồm chỉ tiêu điện năng nhận, điện
năng thương phẩm, điện năng tổn thất và tỷ lệ tổn thất phần trăm. Số liệu chi tiết của
các chỉ tiêu nêu trên cho từng năm trong giai đoạn nói trên được lần lượt tổng hợp

trong các bảng từ 1.2 đến 1.3. Các số liệu được tổng hợp theo 12 tháng và lũy kế.
Bảng 1.1: Tổng hợp số liệu tổn thất điện năng của Điện lực từ 2012-2016
Năm thực hiện (kWh)
Chỉ tiêu
2012
2013
2014
2015
2016
Điện
năng
73.547.434 78.241.058 87.012.689 96.500.537 110.940.216
nhận
Điện thương
68.993.544 73.666.281 79.205.861 89.946.934 103.755.345
phẩm
Điện năng tổn
4.553.890 4.574.777 7.806.828 6.553.603
6.184.594
thất
Tỷ lệ tổn thất
6,19
5,85
8,97
6,79
5,57
(%)


6

Nhận xét: Qua số liệu tổng hợp từ 2012-2016 chúng ta có thể nhận thấy một số
nội dung cần lưu ý trong công tác giảm tổn thất điện năng:
- Tốc độ tăng trưởng phụ tải từ 8-10% liên tục trong những năm qua và có chiều
hướng tăng mạnh trong hai năm gần đây.
- Tỷ lệ tổn thất điện năng còn tăng giảm thất thường chưa kiểm soát được một
cách hiệu quả. Lưới điện vận hành còn phụ thuộc khá nhiều vào thời tiết, tổn thất
điện năng tăng cao vào mùa khô hàng năm.
Phân tích nguyên nhân gây tổn thất
- Về mặt tổ chức, quản lý:
Phụ tải sản xuất phát triển nhanh, đặc trưng là dạng phụ tải 1 pha hoạt động theo
mùa vụ và không ổn định gây ra tình trạng lệch pha, quá tải dây dẫn,... làm cho tổn
thất kỹ thuật tăng. Trong khi đó việc xử lý gặp rất nhiều khó khăn do sự thay đổi của
phụ tải. Phụ tải cấp điện phục vụ sản xuất rau ngắn ngày phát triển mạnh (hiện nay
sản lượng rau sản xuất ở Lâm Đồng cung cấp cho thị trường trong nước thì Đơn
Dương là địa bàn cung cấp chính), đây là phụ tải 1 pha hoạt động theo mùa vụ và do
ảnh hưởng giá cả thị trường của các mặt hàng nông sản. Đặc trưng của dạng phụ tải
này là không sử dụng điện liên tục nhưng tại một số thời điểm lại phát triển ồ ạt nên
gây ra tình trạng đầy tải cục bộ đường dây trung hạ thế, sụt áp cuối nguồn cao, lệch
pha, gây khó khăn trong công tác quản lý vận hành.
Huyện Đơn Dương có nhiều đồng bào dân tộc ít người sinh sống, mỗi làng, bản
có đời sống văn hóa, sinh hoạt khác nhau. Chủ trương của Nhà nước, địa phương và
ngành điện là đưa điện đến 100% hộ dân trên địa bàn, năm 2014 Điện lực Đơn
Dương đã thực hiện được việc đưa điện đến 100% số thôn có điện trên địa bàn huyện
và trên 98,5% số hộ dân có điện. Do đó, việc này ảnh hưởng không nhỏ đến công tác
quản lý, theo dõi thu ghi điện. Tình trạng tổn thất do vận hành non tải thường xuyên
xảy ra ở các địa bàn này.
Phương án vận hành chưa hợp lý do quá tải dây dẫn đường trục phải thực hiện
việc chuyển lưới, lưới điện còn nhiều khiếm khuyết chưa được xử lý kịp thời nhất là
lưới điện hạ áp.

Việc đầu tư xây dựng, cải tạo lưới điện chưa tính toán đến khả năng phát triển
phụ tải trong tương lai dẫn đến một số công trình quá tải chỉ sau thời gian ngắn đưa
vào sử dụng.
Triển khai các biện pháp giảm TTĐN chưa kịp thời và đầy đủ như công tác thay
điện kế, kiểm tra vi phạm sử dụng điện, lắp đặt tụ bù trung hạ áp, xử lý mối nối,...
cũng đã ảnh hưởng đến công tác giảm TTĐN.
- Về mặt kinh doanh:
Việc cải tạo lưới điện tiếp nhận từ địa phương chưa triệt để, một số nơi lưới điện
được kéo từ hộ dân này đến hộ dân khác, đường dây đã xuống cấp và thi công không
theo tiêu chuẩn kỹ thuật, tạo điều kiện cho các đối tượng thực hiện hành vi trộm cắp
điện trong thời gian qua.
Hiện nay, người dân tộc Kinh và Hoa thuê đất của các đồng bào dân tộc thiểu số
để chuyển đổi mô hình sản xuất từ sản xuất lúa sang sản xuất rau ngắn ngày nên tình
trạng quá tải cục bộ liên tục xảy ra, công tơ quá tải đứng hoặc cháy không đo đếm


7

được điện năng do hộ sử dụng điện không thông báo thay đổi mục đích sử dụng với
Điện lực; Một số làng, bản sinh hoạt theo phong tục tập quán riêng, tập trung lên núi
làm rẫy và sinh sống chỉ về sinh hoạt tại nhà vào cuối tuần và ngày lễ nên hàng tháng
chỉ sử dụng chưa đến 10kWh (số khách hàng này chiếm 1-2% tổng số khách hàng),
bộ phận thu ghi điện thường chủ quan khi thực hiện nhiệm vụ tại các địa bàn này dẫn
đến tổn thất điện năng khu vực này tăng giảm thất thường (nhân viên Điện lực ghi
phóng chỉ số và ứng tiền để nộp tiền điện hàng tháng cho khách hàng. Khoảng 3-6
tháng mới đến ghi chỉ số và thu tiền khách hàng một lần).
Lực lượng kiểm tra, giám sát công tác kinh doanh điện được biên chế 02 nhân
sự nhưng khối lượng công việc lớn: Kiểm tra định kỳ khách hàng chuyên dùng (06
tháng một lần theo quy định của Tập đoàn Điện lực Việt Nam), kiểm tra xác suất
khách hàng lẻ, tham gia công tác sự vụ khác do đơn vị phân công (thay công tơ định

kỳ, phúc tra chỉ số khách hàng, …). Thời gian thực hiện nhiệm vụ chuyên môn không
nhiều làm ảnh hưởng đến chất lượng kiểm tra, giám sát và đề xuất giải pháp hạn chế
thất thoát điện năng khâu kinh doanh.
Lực lượng đại lý thu, ghi điện mặc dù đã được đào tạo nghiệp vụ hàng năm
nhưng số lượng đáp ứng yêu cầu khá hạn chế ảnh hưởng đến các công tác như: Phát
hiện khách hàng vi phạm sử dụng điện; Ghi sai chỉ số công tơ, ghi sai khách hàng từ
trạm khác.
- Về mặt kỹ thuật:
+ Ảnh hưởng của đặc thù địa bàn quản lý
Huyện Đơn Dương nói riêng và tỉnh Lâm Đồng nói chung, lưới điện chủ yếu
được kéo qua vùng đồi núi, một số nơi đường dây trung thế phải xây dựng trên sườn
núi toàn đá cuội bên dưới, việc xây dựng đường dây vận hành an toàn, đảm bảo cung
cấp điện rất khó khăn, đặc biệt vào mùa khô khu vực này tiếp địa lặp lại của đường
dây không làm việc (lưới trung thế 3 pha, 4 dây) gây tổn thất điện năng trên dây trung
tính.
Việc cấp điện cho vùng sâu, vùng xa, vùng đồng bào dân tộc thiểu số mang tính
xã hội là chính, những nhánh rẽ (01 pha, 03 pha) được xây dựng trên 10km đường
dây trung thế nhưng chỉ cấp điện cho 20-30 khách hàng dùng điện, tình trạng non tải
MBA, đường dây, công tơ thường xuyên xảy ra.
Tình trạng quá tải, non tải cục bộ xảy ra liên tục đối với khu vực trồng rau màu
ngắn ngày. Các hộ nông dân tăng cường tưới rau màu khi có giá thu mua cao và
ngưng sản xuất khi giá cả thấp hơn giá thành sản xuất (phụ thuộc hoàn toàn vào giá
cả thị trường và đầu ra của mặt hàng đang được canh tác).
+ Ảnh hưởng của phương thức vận hành
Vị trí của trạm 110kV Đơn Dương không nằm ở trung tâm phụ tải của huyện,
hiện nay tuyến 471 chiếm 26,00% công suất giờ cao điểm (6,7MW), với bán kính cấp
điện 20,167km; tuyến 477 chiếm 51,09% công suất giờ cao điểm (6,6MW), với bán
kính cấp điện 24,700km; tuyến 475 chiếm 25,90% công suất giờ cao điểm
(6,49MW), với bán kính cấp điện 10,026km; tuyến 473 chiếm 21,21% công suất giờ
cao điểm (4,97MW), với bán kính cấp điện 25,522km.

8

Các nhánh rẽ trên lưới điện Đơn Dương chủ yếu là nhánh rẽ 1 pha, nhiều nhánh
rẽ mang tải cao (>50% định mức dây dẫn), do đó khó thực hiện cân pha sang tải, để
gây lệch pha lưới điện, gây khó khăn trong công tác giảm TTĐN.
1.4. Kết luận Chương 1
Công tác giảm tổn thất điện năng tại Điện lực Đơn Dương trong thời gian qua
với những thuận lợi về nguồn, lưới điện đã được cấp trên quan tâm đầu tư và đạt
được kết quả cao. Tuy nhiên, cũng tồn tại những thiếu sót và tiềm năng giảm tổn thất
vẫn còn. Để đạt được tỷ lệ tổn thất thấp hơn, kiểm soát được sản lượng điện tổn thất
Điện lực cần phải tăng cường các biện pháp quản lý và đầu tư lớn hơn. Với yêu cầu
cấp điện ổn định liên tục theo các tiêu chí yêu cầu ngày càng cao, các giải pháp mang
lại kết quả tổn thất tốt hơn phải được thực hiện sớm để mang lại hiệu quả.
Chương 2
CƠ SỞ LÝ THUYẾT VÀ GIỚI THIỆU PHẦN MỀM PSS/ADEPT LÀM
CÔNG CỤ HỖ TRỢ DÙNG ĐỂ TÍNH TOÁN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
2.1. Tổn thất điện áp
2.1.1. Đường dây 1 phụ tải
2.1.2. Đường dây có n phụ tải
2.1.3. Đường dây phân nhánh
2.2. Tổn thất công suất
2.2.1. Tổn thất công suất trên đường dây
2.2.1.1. Đường dây một phụ tải
2.2.1.2. Đường dây có n phụ tải
2.2.2. Tổn thất công suất trong máy biến áp
2.2.2.1. MBA 2 cuộn dây
2.2.2.2. MBA 3 cuộn dây
2.3. Tổn thất điện năng

2.3.1. Tổn thất điện năng trên đường dây
2.3.2. Tổn thất điện năng trong máy biến áp
2.4. Một số giải pháp giảm tổn thất trên lưới phân phối đang áp dụng tại các
Điện lực hiện nay
2.5. Bù công suất phản kháng trong lưới điện phân phối
2.5.1. Công suất phản kháng
2.5.2. Các phương pháp bù
2.5.2.1. Bù song song (Bù ngang)
2.5.2.2. Bù nối tiếp (Bù dọc)
2.5.3. Phương thức bù công suất phản kháng
2.5.4. Phân tích ảnh hưởng của tụ bù đến tổn thất công suất tác dụng và tổn
thất điện năng của lưới phân phối trong các trường hợp đơn giản nhất
2.5.4.1. Lưới phân phối có một phụ tải
2.5.4.2. Lưới điện phân phối có phụ tải phân bố đều trên trục chính
2.6. Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT
2.6.1. Các chức năng ứng dụng:


9

2.6.2. Các phân hệ của PSS/ADEPT
Nhiều module tính toán trong hệ thống điện sau khi cài đặt chương trình bao
gồm:
- Bài toán phân bố công suất (Load Flow): phân tích và tính toán điện áp, dòng
điện, công suất trên từng nhánh và từng phụ tải cụ thể.
- Bài toán tính ngắn mạch (All Fault): tính toán ngắn mạch tại tất cả các nút trên
lưới bao gồm các loại ngắn mạch như ngắn mạch 1 pha, 2 pha và 3 pha.
- Bài toán TOPO (Tie Open Point Optimization) phân tích điểm mở tối ưu: tìm
ra những điểm có tổn thất nhỏ nhất trên lưới và đó là chính là điểm mở lưới trong
mạng vòng 3 pha.

- Bài toán CAPO (Optimal Capacitor Placement), đặt tụ bù tối ưu: tìm ra những
điểm tối ưu để đặt các bộ tụ bù cố định và tụ bù ứng động sao cho tổn thất công suất
trên lưới là thấp nhất.
- Bài toán tính toán các thông số đường dây (Line Properties Calculator): tính
toán các thông số của đường dây truyền tải.
- Bài toán phối hợp và bảo vệ (Protection and Coordination).
- Bài toán phân tích sóng hài (Harmonic): phân tích các thông số và thành phần
sóng hài trên lưới.
- Bài toán phân tích độ tin cậy trên lưới (DRA-Distribution Reliability
Analysis): tính toán các thông số độ tin cậy trên lưới điện như SAIFI, SAIDI, CAIFI,
CAIDI ...
2.6.3. Các bước thực hiện ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT
Bước 1: Thu thập, xử lý và nhập số liệu lưới điện trên PSS/ADEPT
- Thu thập các thông số của lưới điện như: chủng loại, tiết diện và chiều dài dây
dẫn, máy biến áp, loại thiết bị đóng cắt ...
- Thu thập, xử lý số liệu để xác định các thông số P,Q của các nút tải vào các
thời điểm khảo sát.
Thu thập sơ đồ lưới điện vận hành của các xuất tuyến cần tính toán.
Bước 2: Thể hiện lưới điện trên giao diện đồ họa của PSS/ADEPT
- Tạo sơ đồ lưới điện thông qua Menu Diagram.
- Tạo thư viện cho phần mềm với các thông số thiết bị phù hợp với lưới điện
thực tế tại địa phương. File thư viện là file dạng text có đuôi mở rộng là *.con. Người
sử dụng phần mềm có thể soạn thảo file *.con bằng chương trình soạn thảo như
Notepad...
- Tách hoặc gộp sơ đồ các xuất tuyến.
Bước 3: Thực hiện các chức năng tính toán lưới điện trên PSS/ADEPT


10

Trong khuôn khổ của luận văn, tác giả chỉ sử dụng 3 chức năng của phần mềm
PSS/ADEPT để tính toán và phân tích lưới điện. Đó là:
- Tính toán về phân bố công suất Load Flow
- Tối ưu hóa việc lắp đặt tụ bù (CAPO)
- Tính toán điểm mở tối ưu (TOPO)
Dưới đây sẽ trình bày 3 chức năng kể trên
2.6.4. Tính toán về phân bố công suất
2.6.5. Phương pháp tính tối ưu hóa việc lắp đặt tụ bù của phần mềm
PSS/ADEPT
2.6.6. Tối ưu hóa điểm mở tối ưu (TOPO) của phần mềm PSS/ADEPT 5.0


11

CHƯƠNG 3
ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC ĐƠN DƯƠNG
3.1. Xây dựng đồ thị phụ tải cho các xuất tuyến trung áp
Đồ thị phụ tải đặc trưng hay còn gọi là đồ thị phụ tải mẫu được hiểu là đồ thị
phụ tải biểu thị đặc điểm biến đổi chung của phụ tải trong khoảng thời gian ngày
đêm, phản ánh đầy đủ các tính chất của nhóm tiêu thụ điện mà nó đại điện. Đồ thị
biểu diễn sự biến thiên của phụ tải trong khoảng thời gian ngày đêm gọi là đồ thị phụ
tải hàng ngày. Đây là dạng đồ thị phụ tải cơ bản nhất vì thông qua đó có thể xây dựng
được đồ thị phụ tải hàng tháng, hàng năm v.v. Đồ thị phụ tải đặc trưng cho phép xác
định một cách chính xác và tin cậy các tham số về chế độ làm việc của mạng điện.
Để xây dựng được đồ thị phụ tải ngày điển hình của từng xuất tuyến trung áp, ta
lấy số liệu từ công tơ của từng xuất tuyến, số liệu được ghi lại 24 lần trong 01 ngày
ứng với 24h khác nhau, thời gian chọn là trong 10 ngày điển hình của tháng (chọn từ
ngày 10 đến ngày 20 của mỗi tháng), và chọn của 3 tháng cao điểm mùa khô là tháng
02, tháng 3 và tháng 4. Sau khi thu thập các số liệu trên từ công tơ, lấy trung bình

cộng công suất theo từng giờ và vẽ được đồ thị phụ tải trung bình 24h trong ngày
theo công suất trung bình đã tính, đây là số liệu đồ thị phụ tải ngày điển hình ta cần.
Do tính chất phụ tải của Điện lực Đơn Dương là một TBA công cộng có thể cấp
điện cho các phụ tải ở nhiều nhóm phụ tải khác nhau như: vừa cấp điện sinh hoạt, vừa
cấp điện chiếu sáng, vừa cấp điện sản xuất nông nghiệp,...nên việc phân chia phụ tải
theo các nhóm phụ tải gặp nhiều khó khăn. Do đó, trong phạm vi luận văn tác giả sẽ
chia đồ thị phụ tải theo các khoảng thời gian đặc biệt trong ngày. Dựa vào đồ thị phụ
tải điển hình các xuất tuyến ta xây dựng đặc trưng của hệ thống điện Điện lực Đơn
Dương trong một ngày đêm và có các khoảng thời gian đặc biệt cần phải xem xét
trong việc tính toán chế độ vận hành của lưới điện như sau:
Cao điểm snapshots 1 (6h-11h) và snapshots 2 (16h-19h); Bình thường
snapshots 1 (12h–15h và snapshots 2 (20h–22h); Thấp điểm snapshots (23h–5h).
Trên cơ sở số liệu đã được xử lý thống kê biểu diễn mối quan hệ giữa phụ tải và
thời gian trên hệ trục tọa độ có tính chất tương tự với trục tung là phụ tải và trục
hoành là thời gian ta sẽ nhận được đồ thị phụ tải hằng ngày. Tuy nhiên, trong chương
trình PSS/Adept, việc nhập đồ thị phụ tải vào chương trình được thực hiện bằng tỷ lệ
của công suất theo nhóm giờ và tỷ lệ thời gian của nhóm giờ đó trong một ngày. Để
làm được điều đó, đồ thị phụ tải cần chuyển sang hệ đơn vị tương đối. Ta chọn công


12

suất cơ bản là giá trị trung bình của phụ tải PTB. Phụ tải giờ thứ i trong hệ đơn vị
tương đối sẽ là:
Pi*

Pi
PTB

1.4

1.2

1

0.8

0.6

0.4

0.2

0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Hình 3.6 Đồ thị phụ tải tương đối
3.2. Sử dụng chương trình PSS/Adept để tính toán lắp đặt bù tối ưu
3.2.1 Mô phỏng lưới điện thực tế trên chương trình PSS/Adept
Bảng 3.1: Thông số hiện trạng của các xuất tuyến khu vực Điện lực Đơn Dương

STT

Xuất
tuyến

Thông Số
P(kW)

Q(kVAr)

∆P (kW)

∆P%

∆Q
(kVAr)

∆Q%

01

471

3791.98

1389.77

96.7531

2.5515

29.0766

2.0922

02

473

2718.78

492.29

44.7198

1.6448

22.3048

4.5308

03

475

4052.90

506.00

56.2776

1.3886

52.2209

10.3203

04

477

4453.71

1547.38

106.9068

2.4004

122.1279

7.8926

304.6573

2.0287

225.7303

5.7358

TỔNG


13

3.2.2 Thiết lập các thông số phục vụ bài toàn bù kinh tế cho các xuất tuyến
lưới điện phân phối Điện lực Đơn Dương
Trong chương trình PSS/ADEPT chưa có các chỉ số kinh tế để tính toán bù tối

ưu (CAPO) hoặc điểm mở tối ưu (TOPO), hiện nay khi tính toán, chỉ giả định số liệu
hoặc tính toán sơ bộ, không chính xác và thiếu thống nhất trong toàn ngành điện. Do
đó cần phải thu thập số liệu để tính toán các chỉ số kinh tế, cài đặt vào chương trình.
Đây là các chỉ số quan trọng, quyết định rất lớn đến kết quả tính toán của chương
trình.
Để thiết lập các thông số phân tích kinh tế cho bài toán tối ưu hoá vị trí đặt bù,từ
Menu chính của màn hình chọn Network>Economics. Bảng các thông số kinh tế sẽ
hiện ra trên màn hình:
Bảng 3.2: Định nghĩa các chỉ số kinh tế trong PSS/ADEPT
- Giá điện năng tiêu thụ
1kWh
- Giá điện năng phản kháng
tiêu thụ kVArh

- Giá tiền phải trả cho 1kWh điện năng tiêu thụ.

- Giá tiền phải trả cho 1kVArh điện năng phản
kháng tiêu thụ.
- Giá tiền phải trả cho 1kW công suất tác dụng
- Giá công suất tác dụng lắp
lắp đặt nhà máy điện (suất đầu tư công suất tác
đặt nhà máy điện (/kW)
dụng nhà máy điện).
- Giá CSPK lắp đặt nhà máy - Giá tiền phải trả cho 1kVAr CSPK lắp đặt nhà
điện (/kVAr)
máy điện (suất đầu tư CSPK nhà máy điện).
- Tỷ số hàng năm cần thêm vào để tính đến sự
sinh sôi của đồng tiền, dùng để chuyển đổi tiền
- Tỷ số chiết khấu (pu/year)
về cùng một thời điểm lúc chương trình tính

toán.
- Tỷ số biểu thị sự mất giá của đồng tiền hàng
- Tỷ số lạm phát (pu/year)
năm.
- Khoảng thời gian để tính toán trong bài toán
- Thời gian tính toán (years)
phân tích kinh tế-tài chính, tính bằng năm.
- Số tiền phải trả cho 1kVAr để lắp đặt tụ bù cố
- Suất đầu tư lắp đặt tụ bù cố định.
định và điều chỉnh
- Số tiền phải trả cho 1kVAr để lắp đặt tụ bù
điều chỉnh
- Chi phí tính trên 1kVAr.năm cần để bảo trì tụ
- Chi phí bảo trì tụ bù cố định bù cố định.
và điều chỉnh hàng năm
- Chi phí tính trên 1kVAr.năm cần để bảo trì tụ
bù điều chỉnh.
Cần phải cài đặt đầy đủ các chỉ số kinh tế vào bảng trên trước khi tính toán bù
tối ưu. Các chỉ số kinh tế được xây dựng như sau:


14

- Giá điện năng tiêu thụ (cP): tính bằng đơn vị /kWh. Ở Mỹ thường sử dụng
đơn vị tiền tệ là dollar, tuy nhiên cả PSS/ADEPT và CAPO đều không bắt buộc đơn
vị tiền tệ phải sử dụng, chúng ta có thể sử dụng bất cứ đơn vị tiền tệ nào miễn sao
đảm bảo tính nhất quán giữa các biến số.
Khi tính toán LĐPP Việt Nam thường sử dụng tiền đồng Việt Nam và tính toán
như sau: việc lắp đặt tụ bù ở phía 22kV hay phía 0,4kV đều nhằm mục đích giảm tổn thất
P trên LĐPP, vì vậy giá điện năng tác dụng tổn thất do lắp đặt bù lấy chung một giá là

giá bán điện bình quân của khu vực.
- Giá điện năng phản kháng tiêu thụ (cQ):Gq = k% x gp (hệ số k tra theo cosφ
tại thông tư số 15/2014/TT-BCT với cosφ=0,8 tra được k% = 12,5% x 1700 = 212,5
đ/kWh. Giá trị này (cũng như các giá trị khác) sẽ được đặt là 0 nếu không có giá trị
trên thực tế.
- Chi phí công suất tác dụng lắp đặt nhà máy điện (dP): là suất đầu tư công
suất tác dụng lắp đặt của nhà máy điện, để thay thế tổn hao công suất tác dụng trên hệ
thống. Hiện tại CAPO không sử dụng giá trị này.
- Chi phí công suất phản kháng lắp đặt nhà máy điện (dQ): tương tự như dP,
là suất đầu tư CSPK lắp đặt nhà máy điện để thay thế tổn hao CSPK trên hệ thống.
Hiện tại CAPO cũng không sử dụng giá trị này.
- Tỷ lệ chiết khấu (r): Đối với việc đầu tư lắp đặt tụ bù trên LĐPP hiện nay,
thường sử dụng nguồn vốn vay thương mại. Do đó chọn tỷ lệ chiết khấu r bằng lãi
suất bình quân các ngân hàng thương mại là 12 %. Vậy r = 0.12.
- Tỷ số lạm phát (i): là tỷ số biểu thị sự mất giá của đồng tiền hàng năm. Trong
chương trình tỷ số này tính bằng đơn vị tương đối (pu) chứ không phải phần trăm
(%). Tỷ số này do Nhà nước công bố hằng năm, theo khuyến cáo của nhà lập trình
PTI thì giá trị này trong khoảng 0,02 đến 0,08 cho 1 năm. Đối với Việt Nam chọn i =
0,05.
- Thời gian tính toán (N): là khoảng thời gian mà tiền tiết kiệm được từ việc lắp
tụ bù bằng với tiền lắp đặt và bảo trì tụ bù (nghĩa là thời gian hoàn vốn). Theo các
giáo trình môn học điện thì atc = 0,125 N = 1/atc = 1/0,125= 8. Vậy N = 8 năm.
- Giá lắp đặt tụ bù cố định (cF) và tụ bù điều chỉnh (cQ): là suất đầu tư tụ bù
cố định và tụ bù điều chỉnh, có đơn vị là đồng/kVAr; Chi phí này bao gồm cả tiền
mua vật tư thiết bị, vỏ tủ tụ bù, tiền vận chuyển, tiền công lao động, v.v…, giá trị này
cần được tính phù hợp với thực tế của LĐPP hiện nay. Hiện nay trên lưới điện trung
áp, dải tụ bù thường được chọn sử dụng là loại tụ bù 3 pha 300kVAr. Công thức tính
cụ thể như sau:

15

𝑐𝐹 =
𝑐𝑄 =

𝑐𝑡𝑏 + 𝑐𝑝 + 𝑐𝑛𝑐
𝑄

𝑐𝑡𝑏 + 𝑐𝑝𝑘 + 𝑐𝑝 + 𝑐𝑛𝑐
𝑄

Trong đó:
Ctb: là đơn giá mua sắm tụ bù trung áp 3 pha 300kVAr;
Cp: Là chi phí mua sắm các thiết bị đóng cắt và bảo vệ;
Cnc: Là chi phí nhân công lắp đặt tụ bù;
Cpk: Là chi phí cho hệ thống điều khiển và các phụ kiện khác;
Q: Là dung lượng của 01 cụm tụ bù, ở đây là 300kVAr.
Bảng 3.3: Suất đầu tư tụ bù trung áp cố định
Đơn giá tụ
Thiết bị đóng cắt,
S
Dung lượng
bù
bảo vệ (FCO)
TT
Q (kVAr)
Ctb
Cp (đồng)
(đồng)
(1)

(2)
(3)
01
300
89.400.000
12.000.000
𝑐𝑡𝑏 +𝑐𝑝 +𝑐𝑛𝑐
Vậy suất đầu tư sẽ là:
𝑐𝐹 =
= 360.500 đồng

Chi phí nhân
công lắp đặt
Cnc
(đồng)
(4)
6.750.000

𝑄

Bảng 3.4: Suất đầu tư tụ bù trung áp điều chỉnh
Hệ xà đỡ
Thiết bị
Chi phí
Dung
Đơn giá tụ
LBS và hệ
đóng cắt,
nhân công
S

lượng
bù
thống điều
bảo vệ
lắp đặt
TT
Q
Ctb
kiển
(LBS)
Cnc
(kVAr)
(đồng)
Cpk
Cp
(đồng)
(đồng)
(đồng)
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
01
300
89.400.000 64.500.000
30.000.000
6.750.000
𝑐
+𝑐

+𝑐
+𝑐
𝑡𝑏
𝑝𝑘
𝑝
𝑛𝑐
Vậy suất đầu tư sẽ là:
𝑐𝑄 =
= 635.500 đồng
𝑄

Tuy nhiên trong trường hợp tính toán tối ưu hoá vị trí lắp đặt các tụ bù đã có
sẵn trên lưới, ta sẽ bỏ qua các chi phí mua sắm mới tụ bù và thiết bị đóng cắt, bảo vệ,
đồng thời, chi phí nhân công sẽ được tính thêm phần nhân công thu hồi thiết bị, phần
chi phí này được lấy theo định mức quy định. Suất đầu tư tụ bù trung áp lúc này sẽ là:


16

𝑐𝐹 =
𝑐𝑄 =

𝑐𝑛𝑐 6.750.000
=
= 22.500 đồ𝑛𝑔
𝑄
300

𝑐𝑝𝑘 + 𝑐𝑛𝑐 ∗ 𝑘 64.500.000 + 6.750.000 ∗ 1,6
=

= 251.000 đồ𝑛𝑔
𝑄
300

- Tỷ giá bảo trì tụ bù cố định (mF) và tụ bù điều chỉnh (mS): là tiền để duy trì
hoạt động của tụ bù cố định và tụ bù điều chỉnh hàng năm. Tỷ giá này tính bằng
đồng/kVAr.năm.
Theo quy định của ngành điện Việt Nam hiện nay thì chi phí này mỗi năm bằng
5% nguyên giá tài sản cố định của trạm bù.
- Chi phí bảo trì trạm tụ bù trung áp cố định:
mFTA = 5% . cFTA = 5% x 360.500 = 18.025 đồng/kVAr.năm
- Chi phí bảo trì trạm tụ bù trung áp điều chỉnh:
mSTA = 5% . cQTA = 5% x 635.500 = 31.775 đồng/kVAr.năm
Chọn dung lượng tụ bù sử dụng và số lượng tụ lắp đặt trên lưới cũng như đồ thị
phụ tải của từng xuất tuyến như sau:
3.2.3 Tính toán tối ưu tụ bù trên lưới điện phân phối
Tiến hành chạy CAPO cho tất cả các xuất tuyến trung áp Điện lực Đơn Dương,
ta thấy tất cả 8 cụm tụ bù trung áp ban đầu đều được gắn vào lưới.
Dung lượng tụ bù lắp đặt trên lưới điện phân phối Điện lực Đơn Dương hiện tại
cụ thể theo như bẳng sau:
Bảng 3.5: Hiện trạng bù trung áp trên lưới điện Điện lực Đơn Dương

STT

Xuất
tuyến

Số cụm bù
TA

Tổng
dung
lượng
(MVAr)

01

471

2

0.6

471/126/81,
36/47CBT3

02

473

2

0.6

473/198/CB3,
473/109/CB6

03

475

2

0.6

475/35/30CBT3

475/107

04

477

2

0.6

477/89CBT3

126CBT3

8

2.4

TỔNG

Vị trí tụ bù cố
định hiện hữu

Vị trí tụ bù ứng
động hiện hữu


17

3.2.3.1. Tính toán tối ưu bù công suất phản kháng trên lưới điện trung áp
1. Tối ưu hóa vị trí của những tụ bù có sẵn trên lưới:
Trong chương trình PSS/Adept, ta gỡ tất cả các tụ bù hiện có trên lưới. Hiện
trạng lưới điện Điện lực Đơn Dương có tổng cộng 08 dàn tụ bù trung áp với tổng
dung lượng là 2.4MVAr. Do đó, bước đầu tiên ta sẽ tối ưu hóa vị trí những dàn tụ bù
có sẵn.
Trên chương trình PSS/Adept vào Analysis>Option>chọn thẻ CAPO và thực
hiện nhập dung lượng của một bộ tụ, số lượng bộ tụ cố định.
Bảng 3.6 Kết quả vị trí tối ưu lắp đặt tụ bù
Xuất
Tổng dung
STT
Vị trí cũ
Vị trí mới
tuyến lượng(MVAr)
471/126/81,
1
471
0.6
126/130; 126/82
36/47CBT3
473/198/CB3,
2
473

0.6
473/201/15; 473/163
473/109/CB6
475/35/30CBT3
3
475
0.6
475/131; 475/35/18/11
; 475/107
477/89CBT3;
50/11/18A;
4
477
0.6
126CBT3
126/50/20A
TỔNG
2.4
Bảng 3.8 Thông số sau khi tối ưu vị trí đặt tụ bù
Thông số
STT

Xuất
tuyến

∆P (kW)

∆P%

∆Q (kVAr)

∆Q%

1

471

95.6700

2.5230

27.8100

2.0011

2

473

41.7400

1.5352

15.0500

3.0571

3

475

54.8700

1.3538

48.9400

9.6719

4

477

105.1400

2.3607

119.0500

7.6936

297.4200

1.9805

210.8500

5.3577

TỔNG

18

Bảng 3.9 Hiệu quả giảm tổn thất sau khi tối ưu hóa vị trí đặt tụ bù
Thông số
STT

Xuất
tuyến

∆P
trước
(kW)

∆Q
trước
(kVAr)

∆P sau
(kW)

∆Q sau
(kVAr)

Độ lợi
P (kW)

Độ lợi
Q

(kVAr)

1

471

96.7531

29.0766

95.6700

27.8100

1.0831

1.2666

2

473

44.7198

22.3048

41.7400

15.0500

2.9798

7.2548

3

475

56.2776

52.2209

54.8700

48.9400

1.4076

3.2809

4

477

106.9068 122.1279 105.1400 119.0500

1.7668

3.0779

304.657
3

7.2373

14.8803

TỔNG

225.7303

297.4200 210.8500

Sau khi tối ưu hóa các vị trí lắp đặt tụ bù trên lưới điện:
- Điện năng tiết kiệm được là: 63,398.7 kWh/năm
- Số tiền làm lợi là: 7.2373*24*365*1700 = 107,777,872 đ/năm
2. Thêm tụ bù mới:
Tiếp theo, do phụ tải phát triển liên tục, ta sẽ dùng module CAPO để tính toán,
xác định trên lưới điện có còn thiếu bù công suất phản kháng hay không, và tính toán
tối ưu dung lượng bù công suất phản kháng cần lắp đặt thêm trên lưới điện nếu cần
bổ sung.
Ta lần lượt tính toán CAPO với từng xuất tuyến trung áp (các tụ bù trung áp
hiện có đã được lắp đặt tại các vị trí mới ở bước trên) với thông số cài đặt Economics
lúc này như sau:

Hình 3.10 Thông số cài đặt Economics


19

Bảng 3.10 Kết quả lắp đặt thêm tụ bù theo từng xuất tuyến
STT
1
2
3
4

Xuất tuyến
471
473
475
477
TỔNG

Tổng dung
Vị trí lắp đặt
lượng (MVAr)
0.3
36/96
Không lắp thêm tụ bù
Không lắp thêm tụ bù
0.9
126/35; 126/21A; 126/12
1.2

Bảng 3.11 Thông số sau khi lắp đặt thêm tụ bù theo từng xuất tuyến
Thông số

STT

Xuất
tuyến

∆P (kW)

∆P%

∆Q (kVAr)

∆Q%

1

471

93.2100

2.4581

25.1700

1.8111

2

473

41.7400

1.5352

15.0500

3.0571

3

475

54.8700

1.3538

48.9400

9.6719

4

477

97.4300

2.1876

105.1800

6.7973

287.2500

1.9128

194.3400

4.9382

TỔNG

Bảng 3.12 Hiệu quả giảm tổn thất sau khi lắp đặt thêm bù
Thông số
STT

Xuất
tuyến ∆P trước ∆Q trước ∆P sau
(kW)
(kVAr) (kW)

∆Q sau
(kVAr)

Độ lợi
P (kW)

Độ lợi
Q (kVAr)

1

471

95.6700 27.8100 93.2100

25.1700

2.4600

2.6400

2

473

41.7400 15.0500 41.7400

15.0500

0.0000

0.0000

3

475

54.8700 48.9400 54.8700

48.9400

0.0000

0.0000

4

477

105.1400 119.0500 97.4300 105.1800

7.7100

13.8700

297.4200 210.8500 287.2500 194.3400

10.1700

16.5100

TỔNG


20

Sau khi lắp đặt thêm tụ bù trên lưới điện, điện năng tiết kiệm được là: 89,089
kWh/năm.
3.2.3.2. Tính toán hiệu quả kinh tế NPV
Ta tính được tổng giá trị hiện tại các khoản chi phí vận hành để lắp đặt tụ bù:

Trong đó:

𝑄𝑏𝑐𝑑 , 𝑄𝑏𝑑𝑐 [kVAr]:là dung lượng bù cố định và điều chỉnh.
𝑞𝑜𝑐𝑑 , 𝑞𝑜𝑑𝑐 [đồng/kVAr]: là suất đầu tư tụ bù cố định và điều chỉnh.
𝑐𝑑
𝑑𝑐
𝐶𝑏𝑡
, 𝐶𝑏𝑡
[đồng/năm.kVAr]: là suất chi phí bảo trì trong năm đối với tụ bù cố

định và điều chỉnh.
Tổng giá trị hiện tạicác khoản lợi nhuận do lắp đặt tụ bù được tính theo công
thức:
B= (ΔP’.gp+ΔQ’.gq).Ne.T
Trong đó: ΔP’, ΔQ’[kW,kVAr]: là lượng giảm tổn thất điện năng so với tụ bù
tự nhiên, gp[đ/kW] là giá tiền điện năng tác dụng tiêu thụ, gq[đ/kVAr] là giá tiền điện
năng phản kháng tiêu thụ. T[giờ/năm]: là thời gian làm việc của tụ bù.
gp=k%*gp (hệ số k tra theo cosφ tại tại thông tư số 15/2014/TTBCT).Vớicosφ= 0,8 ta tra được k%=12,5%.
Thay các giá trị vào công thức, tính toán được các giá trị B,C và NPV:
NPV= B–C
Áp dụng tính toán hiệu quả kinh tế cho bù trung áp
B= (10.17*1700+16.51*0.125*1700)*8*365*24 = 1,457,480,040 (đồng)
C= 3.600*(22.500+8*18.025)= 600.120.000(đồng)
NPV= B–C= 1,457,480,040 –600.120.000 = 857,360,040 (đồng)
Như vậy, tổng số tiền tiết kiệm được trong 1 năm từ việc giảm TTĐN trên
lưới điện là: 107,170,005 + (857,360,040/8) = 214,947,000 (đồng)


21

Bảng 3.13 Bảng tổng hợp kết quả

STT

Nội dung

Phương án
chuyển vị trí
tụ bù

1

∆P (kW) giảm

7.24

10.17

17.41

2

∆P% giảm

0.05

0.07

0.12

3

∆A (kWh) giảm

63,398.7

89,089

152,488

6.750

75.015

81.765

107.777

107.170

214.947

4
5

Chi phí
(triệu đồng)
Lợi nhuận
( triệu
đồng/năm)

Phương án

lắp đặt thêm
tụ bù

Tổng cộng

3.3. Tính toán phương thức vận hành tối ưu cho lưới điện Điện lực Đơn Dương
bằng công cụ TOPO của chương trình PSS/Adept
Sau khi tính tối ưu lại các vị trí đặt tụ bù nhằm làm cho suất phản kháng trên
toàn lưới giảm đi, thì việc thay đổi kết cấu lưới cũng làm cho tổn thất công suất giảm
mà không phải bỏ vốn đầu tư thêm. Để làm được điều này, cần phải tái cấu trúc lại
lưới điện bằng cách tính toán lại điểm mở giữa các xuất tuyến sao cho tổn thất công
suất trên hệ thống lưới đạt thấp nhất, một trong các biện pháp để tái cấu trúc lưới điện
là dùng module TOPO của phần mềm PSS/ADEPT để giải bài toán tìm điểm mở tối
ưu.
3.3.1. Ý nghĩa và mục đích tính toán điểm dừng tối ưu
Định hình hệ thống hình tia để có tổn thất công suất tác dụng nhỏ nhất.
- Đóng khóa để hình thành mạng vòng trong hệ thống.
- Tách riêng điện kháng trong mạng vòng và giải hệ thống điện.
- Mở khóa mạng vòng với dòng nhỏ nhất.
- Thực hiện cho đến khi mở khoá cũng giống như đóng khoá.
- Khoá đóng và mở cùng với tổn thất của hệ thống được thể hiện trong progress
view.
- Sơ đồ mạng điện chỉ ra khoá nào đóng hoặc mở trong suốt quá trình phân tích.
Sau khi giải bài toán điểm dừng tối ưu, chương trình sẽ xuất ra bảng báo cáo.
- Nếu ta check cờ giới hạn quá tải nhánh.
- Nếu quá tải trong quá trình phân tích, thì thuật toán sẽ lưu lại cho đến khi đạt
đến điều kiện không có điểm nào quá tải.


22

- Nếu trong hệ thống ban đầu có các nhánh quá tải thì hệ thống sau khi giải xong
cũng chứa các nhánh quá tải.
- TOPO tối ưu hoá từng phần hệ thống hình tia nối với nút gốc. Vì thế, trong tất
cả mọi cấu hình mạng hình tia, TOPO định ra cấu hình có tổn thất công suất tác
dụng nhỏ nhất.
- Hiện tại, TOPO chỉ tính được cho hệ thống mạng điện hình tia. Nút gốc thường
là nút nguồn đầu tiên, nhưng ta có thể chỉ định nút khác bằng cách chọn
Network>Properties từ thực đơn chính (Main Menu).
Giải thuật điểm dừng tối ưu sử dụng phương pháp heuristic dựa trên sự tối ưu
phân bố công suất. Một đặc tính của giả thuật heuristic là nó không thể định ra điểm
tối ưu thứ hai, thứ ba được. Thực ra nó cũng không thể chứng minh được lời giải
điểm dừng tối ưu là lời giải tốt nhất. Những bằng chứng đưa ra dựa trên việc khảo sát
tất cả những khả năng kết hợp các mạng hình tia, nên đây là một số lượng rất lớn.
3.3.2. Áp dụng tính toán điểm mở tối ưu lưới điện phân phối Đơn Dương
Xét hiện trạng lưới điện phân phối Điện lực Đơn Dương, hầu hết các xuất tuyến
hiện nay vận hành độc lập theo kiểu hình tia, có cầu dao liên lạc giữa các xuất tuyến
để cấp điện khi có sự cố lưới điện hay bảo trì, bảo dưỡng, thí nghiệm trên đường dây
hoặc máy cắt đầu xuất tuyến.
Các vị trí liên lạc giữa các xuất tuyến hiện hữu trên lưới điện phân phối Điện lực
Đơn Dương được thể hiện cụ thể qua bảng sau:
Bảng 3.14: Hiện trạng các vị trí liên lạc giữa các xuất tuyến
Vị trí liên lạc
STT

Tên mạch vòng liên lạc
giữa 02 xuất tuyến

1

Mạch vòng 471 và 477

VT 477/126/53
VT 473/15/2

2

Mạch vòng 475 và 473
VT 475/255


23

Bảng 3.15: Vị trí liên lạc sau khi tối ưu hóa điểm mở
STT

Tên mạch vòng liên lạc

VT liên lạc giữa 02 xuất tuyến

1

Mạch vòng 471 và 477

VT 477/126/53

2

Mạch vòng 475 và 473

VT 473/15/2
VT 475/255
Như vậy, sau quá trình chạy TOPO ta thấy phương thức vận hành sau khi tối hóa
và hiện tại không có sự thay đổi, các mạch vòng khác không tìm được vị trí điểm mở
tối ưu hơn.
3.4. Kết luận chương 3
Quá trình phân tích và thực hiện các bài toán CAPO, TOPO của chương trình
PSS/Adept trên lưới điện Điện lực Đơn Dương cho chúng ta các kết quả:
Hiệu quả cho bù trung áp qua việc tối ưu hóa các vị trí lắp đặt tụ bù trên lưới
điện và lắp đặt mới 4 vị trí bù: 471/36/95 (300kVAr); 477/126/35 (300kVAr);
477/126/21A (300kVAr); 477/126/12 (300kVAr) thì lợi nhuận là: 214.947.877
đồng/năm; Điện năng tiết kiệm: 152.488 kWh/năm; Tổn thất điện năng giảm: 0,12%.
Trên lưới điện trung thế hiện hữu, các phát tuyến có ít thiết bị phân đoạn nên
thực hiện bài toán TOPO đã xác định các điểm mở hiện tại chính là điểm mở tối ưu.