Đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối điện lực Quảng Ninh, tỉnh Quảng Bình

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

LÊ KHÁNH DUY

ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP
GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
ĐIỆN LỰC QUẢNG NINH, TỈNH QUẢNG BÌNH

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201

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. TRẦN TẤN VINH

Phản biện 1: PGS.TS. NGUYỄN HỮU HIẾU

Phản biện 2: TS. TRẦN MẠNH HÙNG

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ kỹ
thuật điện họp tại Trường Đại học Bách khoa vào ngày 27 tháng 10 năm 2018

* Có thể tìm hiểu luận văn tại:
- Trung tâm Học liệu và Truyền thông Trường Đại học Bách khoa

Đại học Đà Nẵng
- Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa – Đại học Đà Nẵng


1

MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Chỉ tiêu Tổn thất điện năng là một trong những chỉ tiêu quan trọng trong hoạt
động SXKD của Điện lực Quảng Ninh nói riêng và của Công ty Điện lực Quảng Bình
nói chung. Theo lộ trình đến năm 2020 của EVN và của EVNCPC chỉ tiêu tổn thất
điện năng ngày càng trở nên chú trọng, nó thể hiện mức độ tối ưu của các thiết bị cấp
điện, chế độ vận hành lưới điện hợp lý. Các tổn hao trong lưới điện ngày càng tiệm
cận với tổn hao kỹ thuật, chất lượng thiết bị ngày càng được nâng cao.
Việc phân tích, đề xuất các giải pháp để giảm tổn thất điện năng đang là mục
tiêu của Tổng Công ty Điện lực Miền Trung nói chung và Điện lực Quảng Ninh nói
riêng, đặc biệt trong bối cảnh hệ thống đang mất cân đối về lượng cung cầu điện năng
như nước ta hiện nay. Việc giảm tối đa một lượng điện phải hao tổn khi truyền tải
trên đường dây và thiết bị giúp cho nguồn cung đỡ bị hụt đi, lượng điện tổn thất khi
giảm được nếu đem quy đổi ra điện thương phẩm sẽ thu về được một khoản kinh phí
đáng kể cho ngành Điện, đặc biệt là trong kinh doanh điện. Tại các TBA phân phối,
khi TTĐN giảm đi tối đa tức là điện áp tại các điểm cuối nguồn được đảm bảo, dẫn
đến chất lượng điện năng cung cấp cho khách hàng được nâng cao.
Lưới điện phân phối là khâu cuối cùng của hệ thống điện, đưa điện năng trực
tiếp đến hộ tiêu thụ. Điện lực Quảng Ninh phải luôn tìm cách đảm bảo việc cung cấp
điện liên tục an toàn, đồng thời nâng chất lượng điện năng trên lưới điện phân phối để
giảm chi phí sản xuất kinh doanh tăng lợi nhuận trong kinh doanh. Để thỏa mãn đồng
thời hai mục tiêu trên, Điện lực cùng với Công ty phải tìm các biện pháp khác nhau
để thực hiện, từ các giải pháp kỹ thuật đến các giải pháp phi kỹ thuật.
Xuất phát từ thực tế đó, việc phân tích, đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện

năng để áp dụng vào cho lưới điện phân phối huyện Quảng Ninh là rất cần thiết cho
công tác sản xuất và kinh doanh của đơn vị.
2. Mục đích nghiên cứu
- Khảo sát chế độ làm việc và số liệu về TTĐN qua các năm của lưới điện huyện
Quảng Ninh - tỉnh Quảng Bình.
- Tính toán và phân tích các chỉ tiêu TTĐN của lưới điện hiện trạng.
- Đề xuất các giải pháp nhằm giảm TTĐN lưới điện Điện lực Quảng Ninh - tỉnh
Quảng Bình.
- Đề tài sẽ sử dụng phần mềm tính toán lưới điện PSS/ADEPT và tính toán tổn
thất lưới điện hạ thế chia ra mùa mưa và mùa khô để kiểm tra tính chính xác và áp
dụng vào thực tế.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
a. Đối tượng nghiên cứu:
- Lưới điện phân phối khu vực huyện Quảng Ninh - tỉnh Quảng Bình.


2

- Các thông số về sản lượng thanh cái, thương phẩm, điện tổn thất qua các
năm.
- Phần mềm PSS/ADEPT và mô hình tính toán tổn thất lưới điện hạ thế chia ra
mùa mưa và mùa khô.
b. Phạm vi nghiên cứu:
- Tập trung vào phân tích và đưa ra các giải pháp giảm tổn thất điện năng như:
nâng cao điện áp vận hành, tính toán bù tối ưu công suất phản kháng, lựa chọn điểm
mở tối ưu các thiết bị phân đoạn, kết lưới trung hạ thế lại hợp lý lưới điện khu vực
Quảng Ninh nhằm giảm TTĐN, nâng cao chất lượng cung cấp điện, đem lại hiệu quả
kinh tế.
- Đề xuất kết nối mạch vòng, xây dựng thêm các TBA 110kV để tối ưu cấp
điện và giảm TTĐN.

- Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT và mô hình tính toán tổn thất lưới điện hạ
thế chia ra mùa mưa và mùa khô để tiến hành phân tích, tính toán và đưa ra giải pháp
giảm TTĐN tối ưu.
4. Phương pháp nghiên cứu
Kết hợp lý thuyết với thực nghiệm
* Phương pháp nghiên cứu lý thuyết:
- Nghiên cứu cơ sở lý thuyết về tính toán tổn thất công suất và điện năng trên
lưới phân phối
- Nghiên cứu các giải pháp giảm tổn thất điện năng trên lưới phân phối.
+ Điều tra, thu thập dữ liệu:
- Tìm hiểu về đặc điểm kinh tế xã hội và kết cấu lưới điện hiện trạng trên địa
bàn khu vực Quảng Ninh.
- Thu thập dữ liệu và các thông số vận hành thực tế của lưới điện phân phối do
Điện lực Quảng Ninh quản lý qua chương trình DSPM, SPIDER.
* Xử lý số liệu:
- Phân tích dữ liệu phụ tải để xây dựng các dạng đồ thị phụ tải điển hình phục
vụ bài toán tính tổn thất công suất bằng phần mềm PSS/ADEPT.
* Tính toán mô phỏng:
- Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính toán tổn thất lưới điện hạ thế.
- Phân tích các chỉ số TTĐN của thực tế đang vận hành so với tổn thất tính
toán.
- Tính toán các pháp nhằm giảm TTĐN lưới điện phân phối Điện lực Quảng
Ninh - tỉnh Quảng Bình bằng các modul CAPO, TOPO của phần mềm PSS/ADEPT.
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
Giảm TTĐN là nhiệm vụ trọng tâm của ngành Điện, được tập trung chỉ đạo
thực hiện, với các chỉ tiêu, nhiệm vụ cụ thể cho từng Đơn vị thành viên. Mục tiêu này
nằm trong nỗ lực chung của ngành Điện cũng như các đơn vị thành viên nhằm nâng


3

cao hiệu quả hoạt động SXKD của doanh nghiệp, đáp ứng các yêu cầu cấp bách cũng
như những mục tiêu trung và dài hạn mà Tập đoàn Điện lực Việt Nam yêu cầu với
Tổng Công ty Điện lực Miền Trung.
Với việc nghiên cứu của đề tài đặt trọng tâm vào việc phân tích, tính toán, đánh
giá và đưa ra các giải pháp giảm TTĐN. Đề tài sẽ góp phần quan trọng trong công tác
sản xuất kinh doanh của Điện lực Quảng Ninh, Công ty Điện lực Quảng Bình, góp
phần giảm lượng điện năng bị hao tổn vô ích, nâng cao chất lượng điện năng, đóng
góp chung vào sự phát triển kinh tế - xã hội của đất nước.
6. Cấu trúc của luận văn
Đề tài được phân thành 4 chương với các nội dung như sau:
Chương 1: Tổng quan về tổn thất điện năng lưới điện phân phối Điện lực
Quảng Ninh - Tỉnh Quảng Bình.
Chương 2: Các phương pháp tính toán tổn thất điện năng của lưới điện phân
phối.
Chương 3: Tính toán tổn thất điện năng lưới điện phân phối hiện trạng của
Điện lực Quảng Ninh.
Chương 4: Các giải pháp nhằm giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối
Điện lực Quảng Ninh - Tỉnh Quảng Bình.
Kết luận và kiến nghị
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
ĐIỆN LỰC QUẢNG NINH - TỈNH QUẢNG BÌNH
1.1. TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC QUẢNG NINH
Điện lực Quảng Ninh là một trong 7 điện lực thuộc Công ty Điện lực Quảng
Bình, trực thuộc Tổng Công ty Điện lực Miền Trung (EVNCPC), thực hiện nhiệm vụ
sản xuất kinh doanh điện năng trên địa bàn huyện Quảng Ninh - tỉnh Quảng Bình.
Địa bàn quản lý của Điện lực Quảng Ninh chủ yếu ở huyện Quảng Ninh và xã
Hồng Thủy - huyện Lệ Thủy bao gồm: 15 xã trong đó 14 xã thuộc huyện Quảng
Ninh, 01 xã Hồng Thủy thuộc huyện Lệ Thủy. Do kết cấu lưới điện và phân vùng

quản lý phù hợp với thực tế địa lý nên có xã Trường Sơn ở trên địa bàn huyện Quảng
Ninh nhưng điện lực Đồng Hới quản lý.
Quy mô: Đường dây trung áp 22kV tổng chiều dài 222,743 km (bao gồm 03
xuất tuyến 472 và 474 Áng Sơn, 472 Đồng Hới). Đường dây hạ áp: 333,668 km.
Trạm biến áp phân phối: 202 trạm biến áp với tổng dung lượng 38.802,5 KVA, trong
đó tài sản ngành Điện 155 TBA với dung lượng 24.317,5 KVA. Tụ bù trung áp: 04
cụm với tổng dung lượng 1.200 kVAr. Tụ bù hạ áp: 215 cụm với tổng dung lượng
8.892 kVAr, trong đó tài sản ngành Điện là 171 cụm với dung lượng 3.075 kVAr.
Thiết bị đóng cắt gồm: 22 cái trong đó có 8 máy cắt và 14 LBS.


4

Phụ tải điện của Điện lực Quảng Ninh gồm nhiều thành phần từ sinh hoạt, công
nghiệp xây dựng, thương nghiệp, khách sạn, nhà hàng, nông nghiệp… với tổng số
29.036 khách hàng.
Năm 2017: Sản lượng điện thanh cái là 59.878.676 kWh, sản lượng điện
thương phẩm đạt 57.599.035 kWh. Tổn thất điện năng thực hiện 6,69% trong đó tổn
thất lưới 22kV là 3,3%, lưới 0,4kV là 4,31%.
1.2. THỰC TRẠNG TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
ĐIỆN LỰC QUẢNG NINH.
1.2.1. Tổn thất điện năng hiện trạng

Bảng 1.1: Kết quả SXKD năm 2017 và 7 tháng đầu năm 2018
Đơn vị
tính

TH 2017

Lũy kế

7T 2017

Lũy kế
7T 2018

SS 7T
cùng kỳ

SS với KH
(%)

Thương
phẩm

Tr.kWh

57,6

60,3

31,2

34,5

+10,58%

57,21%

Tổn thất

%

6,69

6,45

8,32

7,84

-0,48%

+1,39%

Giá BQ

đ/kWh

1.625

1.698

1.621,84

1.703,29

+81,45

+5,29

Tỷ lệ thu

%

100,22

100

99,85

100,18

+0,38

+0,18%

Tỷ đồng

90,37

102,4

50,60

58,76

+16,13%

57,39%

MAIFI

Lần

5,895

3,767

2,594

10,608

8,014

281,60%

SAIFI

Lần

5,629

6,387

2,299

2,376

0,077

37,20%

SAII

Phút

982,5

598,403

372,78

233,296

-139,484

38,99%

Chỉ tiêu

Doanh thu

KH
2018

1.2.2. Công tác quản lý kỹ thuật và quản lý vận hành để giảm TTĐN
Thực hiện các biện pháp quản lý kỹ thuật như đóng cắt các điểm mở lưới điện
hợp lý, cải tạo nâng tiết diện dây dẫn, chuyển sang vận hành dây bọc, thay các MBA
cũ bằng các MBA có tổn thất không tải nhỏ hơn, điều chỉnh điện áp và bù công suất
phản kháng hợp lý…

1.2.3. Công tác quản lý kinh doanh, kiểm tra sử dụng điện để giảm TTĐN
Thay thế và kiểm tra định kỳ các thiết bị đo đếm như TU, TI, công tơ…kịp thời
phát hiện các thiết bị đo đếm bị chết cháy. Thường xuyên kiểm ra sử dụng điện để
phát hiện ăn cắp điện kịp thời…
1.3. CÁC YẾU TỐ ẢNH HƯỞNG ĐẾN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CỦA LƯỚI
ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC QUẢNG NINH.
1.3.1. Tổn thất công suất trên lưới điện phân phối
Tổn thất công suất bao gồm tổn thất công suất tác dụng và tổn thất công suất
phản kháng. Tổn thất công suất phản kháng do từ thông rò và gông từ trong các máy
biến áp và cảm kháng trên đường dây. Tổn thất công suất phản kháng chỉ làm lệch
góc và ít ảnh hưởng đến tổn thất điện năng. Tổn thất công suất tác dụng có ảnh hưởng
đáng kể đến tổn thất điện năng. Mỗi phần tử của lưới điện có đặc điểm riêng, do đó


5

tổn thất trong chúng là không như nhau, chúng ta chỉ xét các quá trình xảy ra với lưới
phân phối có cấp điện áp 22kV trở xuống, tổn thất công suất chủ yếu do tỏa nhiệt
hoặc quá trình biến đổi điện từ gây nên.
1.3.2. Tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối
Tổn thất điện năng trên lưới điện là lượng điện năng tiêu hao cho quá trình
truyền tải và phân phối điện khi tải điện từ ranh giới giao nhận với các nhà máy phát
điện qua lưới điện truyền tải, lưới điện phân phối đến các hộ tiêu thụ điện. Tổn thất
điện năng còn được gọi là điện năng dùng để truyền tải và phân phối điện. Trong hệ
thống điện, tổn thất điện năng phụ thuộc vào đặc tính của mạch điện, lượng điện
truyền tải, khả năng của hệ thống và vai trò của công tác quản lý.
Tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối bao gồm tổn thất điện năng phi kỹ
thuật (tổn thất thương mại) và tổn thất điện năng kỹ thuật:
a. Tổn thất điện năng phi kỹ thuật
Tổn thất điện năng phi kỹ thuật phụ thuộc vào cơ chế quản lý, quy trình quản lý

hành chính, hệ thống công tơ đo đếm và ý thức của người sử dụng, tổn thất điện năng
phi kỹ thuật cũng một phần chịu ảnh hưởng của năng lực và công cụ quản lý của bản
thân các công ty điện lực, trong đó có phương tiện máy móc, máy tính, phần mềm
quản lý.
Tổn thất điện năng phi kỹ thuật bao gồm các dạng tổn thất như sau:
- Các thiết bị đo đếm như công tơ, TU, TI không phù hợp với tải có thể quá lớn
hay quá nhỏ hoặc không đạt cấp chính xác yêu cầu, hệ số nhân của hệ thống đo
không đúng, các tác động làm sai lệch mạch đo đếm điện năng, gây hỏng hóc công
tơ, các mạch thiết bị đo lường…
- Sai sót khâu quản lý: TU mất pha, TI, công tơ hỏng chưa kịp xử lý, thay thể
kịp thời, không thực hiện đúng chu kỳ kiểm định và thay thế công tơ định kỳ theo
quy định của pháp lệnh đo lường, đấu nhầm, đấu sai sơ đồ đấu dây… là các nguyên
nhân dẫn đến đo đếm không chính xác gây tổn thất điện năng.
- Sai sót trong nghiêp vụ kinh doanh: đọc sai chỉ số công tơ, thống kê tổng hợp
không chính xác, bỏ sót khách hàng…
Tổn thất điện năng kỹ thuật
Tổn thất điện năng kỹ thuật trên lưới điện phân phối chủ yếu trên dây dẫn và các
máy biến áp phân phối.
1.4. KẾT LUẬN CHƯƠNG 1
Việc nghiên cứu, áp dụng các giải pháp mới để giảm tỷ lệ TTĐN xuống mức
hợp lý đã và đang là mục tiêu của ngành điện ở tất cả các nước, đặc biệt trong bối
cảnh hệ thống điện đang mất cân đối về lượng cung cầu điện năng như nước ta hiện
nay.
Giảm TTĐN có ý nghĩa rất lớn trong vận hành lưới điện, nó bao gồm các biện
pháp giảm tổn thất kỹ thuật và giảm tổn thất phi kỹ thuật. Việc đầu tư phát triển mới


6

nguồn điện, lưới điện, cải tạo nâng cấp lưới điện, đổi mới phương thức quản lý sản

xuất kinh doanh, ... nhằm thực hiện tốt công tác giảm TTĐN trên toàn hệ thống, đảm
bảo hàng năm đều giảm tỷ lệ tổn thất xuống thấp hơn kế hoạch, đảm bảo chất lượng
điện năng cung cấp, tất cả đều nhằm mục tiêu nâng cao hiệu quả kinh tế hệ thống.
Việc xác định chính xác TTĐN có ý nghĩa quyết định, đó cũng chính là bài toán
đặt ra đối với người thiết kế lưới điện mới và người làm công tác vận hành hệ thống
hiện tại. Mức độ TTĐN kỹ thuật lớn hay nhỏ tuỳ thuộc vào cấu trúc lưới điện, chất
lượng thiết bị và phương thức vận hành hệ thống điện. Tổn thất thương mại phụ
thuộc vào cơ chế, năng lực quản lý hành chính, hệ thống đo đếm và ý thức của người
sử dụng.
Đối với hệ thống điện đanh vận hành, các yêu cầu đặt ra để đạt mục tiêu nâng
cao hiệu quả kinh tế bao gồm: vấn đề giảm TTĐN, nâng cao chất lượng điện năng và
độ tin cậy cung cấp điện. Qua phân tích có thể thấy thực hiện tốt công tác giảm
TTĐN sẽ mang lại giá trị làm lợi to lớn, ảnh hưởng đáng kể về mặt kinh tế và góp
phần giảm áp lực cung cấp điện trong điều kiện thiếu điện hiện nay. Trong luận văn
này tác giả sẽ đi vào nghiên cứu các giải pháp giảm TTĐN nhằm thực hiện mục tiêu
quản lý năng lượng có hiệu quả, đáp ứng việc cung cấp điện liên tục, đảm bảo chất
lượng cho mọi nhu cầu sử dụng điện của xã hội trên địa bàn Điện lực Quảng Ninh
quản lý.
Qua các thông số và biện pháp thực hiện giảm TTĐN trên lưới điện phân phối
khu vực Quảng Ninh cho thấy tổn thất vẫn đang ở mức cao. Vì vậy cần nghiên cứu
các giải pháp cụ thể để áp dụng nhằm giảm TTĐN cho khu vực này là cần thiết.
CHƯƠNG 2
CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CỦA LƯỚI
ĐIỆN PHÂN PHỐI.
2.1. CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT CÔNG SUẤT VÀ TỔN
THẤT ĐIỆN NĂNG
2.1.1. Vai trò, ý nghĩa của bài toán xác định ttcs, ttđn
2.1.1.1. Tính toán TTCS và TTĐN trong các bài toán thiết kế hệ thống cung
cấp điện.
2.1.1.2. Tính toán, phân tích TTCS và TTĐN trong quản lý vận hành hệ

thống cung cấp điện
2.1.1.3. Những tồn tại trong các phương pháp tính toán TTCS và TTĐN
a. Đặc điểm tính toán TTCS và TTĐN trong các bài toán quy hoạch thiết
kế và các bài toán quản lý vận hành
- Đặc điểm tính toán TTCS, TTĐN trong thiết kế:
+ Không đòi hỏi độ chính xác cao.


7

+ Thiếu thông tin khi thực hiện tính toán (chưa có biểu đồ phụ tải, không có
phương thức vận hành cụ thể…)
+ Phương pháp tính cần được sử dụng một cách dễ dàng, nhanh chóng.
- Do đó có thể áp dụng các phương pháp đơn giản, độ chính không cao.
- Đặc điểm tính toán TTCS, TTĐN trong quản lý vận hành:
+ Yêu cầu độ chính xác cao.
+ Có đủ thông tin đề tính toán như biểu đồ phụ tải, trạng thái các trang thiết bị
bù, đầu phân áp làm việc của các máy biến áp.
+ Có thời gian nghiên cưú tính toán so sánh với các số liệu thống kê đo lường.
- Do đó cần áp dụng các phương pháp chính xác, xét được đầy đủ các yếu tố.
b. Lựa chọn và xây dựng phương pháp tính toán TTCS và TTĐN
Trong quá trình tư vấn thiết kế do thiếu hoặc không đầy đủ số liệu đầu vào như
đồ thị phụ tải, thời gian sử dụng công suất cực đại Tmax, thời gian tổn thất công suất
cực đại , mật độ dòng điện kinh tế, các quy định về chất lượng điện áp, giá trị giới
hạn, nên thường lấy theo số liệu từ khâu thiết kế, mặt khác do chưa chủ động được
vấn đề tài chính nên khó giải quyết đồng bộ các yêu cầu kỹ thuật, điều đó có thể làm
xấu chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật khi đưa lưới điện vào vận hành.
2.1.2. Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số TTCS và TTĐN trong hệ thống
cung cấp điện
2.1.2.1. Quan hệ giữa các phương pháp tính toán TTCS và TTĐN

Một vấn đề cần được nêu lên đó là có hai nội dung khi phân tích tổn thất, tính
toán TTCS và TTĐN đều cùng phải lựa chọn cách tính thích hợp, tính toán đúng
TTCS chỉ mới là điều kiện cần để có thể tính được TTĐN, sự phụ thuộc phi tuyến
(gần như bậc hai) giữa tổn thất công suất với trị số công suất phụ tải làm cho việc xác
định tổn thất điện năng tương đối phức tạp, để đạt độ chính xác cao cần phải có thêm
các thông tin về biểu đồ vận hành, các đặc trưng của phụ tải và cách xử lý tính toán.
2.1.2.2. Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số TTCS
Mỗi phần tử của hệ thống có đặc điểm riêng, do đó tổn thất trong chúng là
không như nhau, bằng phương pháp tính toán sẽ xác định được TTCS trong từng
phần tử, trong phần này chỉ xét các quá trình xảy ra với lưới phân phối có cấp điện áp
35kV trở xuống tổn thất chủ yếu do tỏa nhiệt hoặc quá trình biến đổi điện từ gây nên.
a. Đường dây tải điện
b. Máy biến áp
d. Ảnh hưởng của nhiệt độ dây dẫn đến TTCS và TTĐN
e. Ảnh hưởng của sự thay đổi phụ tải khi có độ lệch điện áp đến TTCS
f. Ảnh hưởng của thay đổi cấu trúc và phương thức vận hành
2.1.2.3. Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số TTĐN
a. Biểu đồ phụ tải và các yếu tố ảnh hưởng đến TTĐN trong HTCCĐ
b. Độ chính xác trong tính toán TTĐN trong điều kiện vận hành


8

2.1.3. Tính toán tổn thất công suất trong quản lý vận hành
2.1.3.1. Cơ sở phương pháp
Khi tính toán thiết kế lưới phân phối, do yêu cầu độ chính xác không cao người
ta thường sừ 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 cả khi vận hành, nhất là khi muốn đánh giá hiệu quả tối
ưu cuả các giải pháp kỹ thuật tác động vào lưới điện do không xét đến độ sụt áp của

lưới, hiệu quả của việc điều chỉnh điên áp, hiệu quả của các phương tiện bù. Do đó
cần phải lựa chọn phương pháp tính toán có thể xét đến đầy đủ các yếu tố tạo nên độ
chính xác thỏa đáng.
2.1.3.2. Phương pháp giải và các chương trình tính toán
2.1.3.3. Xác định TTCS trong điều kiện vận hành bằng chương trình tính
toán
2.1.4. Tính toán tổn thất điện năng trong hệ thống cung cấp điện
2.1.4.1. Phương pháp tích phân đồ thị
2.1.4.2. Phương pháp dòng điện trung bình bình phương
2.1.4.3. Phương pháp thời gian tổn thất
2.1.4.4. Phương pháp đường cong tổn thất
2.1.4.5. Phương pháp tính toán theo thực tế của EVN
- Căn cứ quyết định số 994/QĐ-EVN ngày 15/9/2009 của EVN về việc tính
toán TTĐN kỹ thuật trên lưới điện, TTĐN được xác định theo biểu thức:
ΔA = ΔPo*T+ ΔPmax*T*Kđt
(2.38)
Trong đó:
+ ∆A: Tổn thất điện năng trong giai đoạn đang xét (kWh).
+ ∆Po: là tổn thất không tải của các máy biến áp (kW).
+ ∆Pmax: Tổn thất công suất tại thời điểm công suất phụ tải của lưới điện đạt
giá trị cực đại (kW).
+ T: là thời gian tính toán của giai đoạn xem xét TTĐN (giờ).
+ Kđt: Hệ số đồ thị phụ tải ảnh hưởng đến TTĐN trong giai đoạn tính toán

x

2

(2.39)

+ Si, Smax là giá trị phụ tải đầu xuất tuyến tại các thời điểm ti, tmax.
- Tỷ lệ tổn thất điện năng kỹ thuật:
%

x100%

(2.40)

+ Với A (kWh) là điện năng nhận của lưới điện trong khoảng thời gian T.


9

Phần tính toán chế độ vận hành hiện tại được thực hiện bằng cách chạy trào lưu
công suất cho phương thức vận hành cơ bản hiện tại của LĐPP đơn vị cần tính, kết
quả thu được về công suất và tổn thất công suất các xuất tuyến.
Với các phương pháp nêu trên, phương pháp tính theo cách tính của EVN là phù
hợp với thực tế, đã qua kiểm chứng kết quả sau khi tính toán sát với thông số thực
hiện trong thực tế và hiện nay đang áp dụng rộng rãi tại các đơn vị trực thuộc EVN.
Vì vậy trong phạm vi luận văn này tác giả lực chọn phương pháp tính hiện nay của
EVN kết hợp với chạy chương trình PSS/Adept để tính toán và phân tích tổn thất điện
năng cho lưới điện Điện lực Quảng Ninh - Tỉnh Quảng Bình.
2.2. PHẦN MỀM PSS/ADEPT VÀ CÁC BÀI TOÁN TÍNH TOÁN
2.2.1. Giới thiệu chương trình PSS/ADEPT
Phần mềm PSS/ADEPT (Power System Simulator/Advanced Distribution
Engineering Productivity Tool) là phần mềm tiện ích mô phỏng hệ thống điện và là
công cụ phân tích LĐPP với các chức năng sau:
- Phân bố công suất (Load Flow Analysis).
- Tính toán ngắn mạch tại 1 điểm hay nhiều điểm (Fault, Fault all Analysis)
- Phân tích bài toán khởi động động cơ (Motor Starting )

- Tối ưu hoá việc lắp đặt tụ bù cố định và điều chỉnh (CAPO).
- Bài toán phân tích sóng hài (Harmonic Analysis).
- Phối hợp bảo vệ (Protective Coordination).
- Phân tích điểm mở tối ưu (TOPO).
- Phân tích độ tin cậy lưới điện (DRA).
Trong khuôn khổ của luận văn, tác giả chỉ sử dụng ba chức năng của phần mềm
PSS/ADEPT để tính toán và phân tích lưới điện phân phối. Đó là:
a. Tính toán về phân bố công suất (Load Flow)
b. Tính toán điểm mở tối ưu (TOPO)
c. Tối ưu việc lắp đặt tụ bù (CAPO)
2.2.2. Mô phỏng lưới điện trên chương trình PSS/ADEPT
a. Tạo nút
b. Tạo shunt thiết bị
c. Tạo nhánh
2.2.3. Các bước thực hiện khi ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT
Gồm có 3 bước sau:
Bước 1: Thu thập, xử lý và nhập số liệu lưới điện trên PSS/ADEPT.
Bước 2: Thể hiện lưới điện trên giao diện đồ hoạ của PSS/ADEPT.
Bước 3: Thực hiện các chức năng tính toán lưới điện trên PSS/ADEPT.
2.3. KẾT LUẬN CHƯƠNG 2
Để tính toán chế độ xác lập của lưới điện phân phối, trước tiên cần phải mô
hình hoá các phần tử của lưới điện và xây dựng các phương trình cơ bản. Khi có được


10

các hệ phương trình cơ bản này chúng ta có thể sử dụng các phương pháp lặp để xác
định điện áp và góc lệch pha giữa các nút, tìm dòng và công suất trên mỗi nhánh, sau
đó xác định được tổn thất công suất và tính ra tổn thất điện áp.
Công cụ tính toán, phân tích lưới điện hiện có rất nhiều, trong phạm vi luận văn

này tác giả đã chọn phần mềm rất phổ biến hiện nay đó là phần mềm PSS/ADEPT,
đây là phần mềm hiện đang được sử dụng rộng rãi trong các Công ty Điện lực trực
thuộc EVN về tính toán phân tích lưới điện phân phối và sẽ được tính toán phân tích
trên lưới điện phân phối Điện lực Quảng Ninh - Tỉnh Quảng Bình.
CHƯƠNG 3
TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HIỆN
TRẠNG CỦA ĐIỆN LỰC QUẢNG NINH.
3.1. HIỆN TRẠNG CẤP ĐIỆN KHU VỰC HUYỆN QUẢNG NINH
3.1.1. Đặc điểm kết lưới của lưới điện phân phối Quảng Ninh
Lưới điện phân phối huyện Quảng Ninh có kết dây dạng hình tia, các xuất
tuyến liên kết với nhau tạo thành mạch vòng nội bộ trong cùng một TBA nguồn
110kV Áng Sơn, 110kV Đồng Hới (E2), trạm 110kV Lệ Thủy liên kết qua lại giữa
các xuất tuyết 22kV với nhau tạo thành mạch vòng kín. Tuy có liên kết mạch vòng
nhưng đều vận hành hở, dẫn đến tổn thất công suất, chất lượng điện áp kém hơn so
với vận hành kín, nhưng nó có nhiều ưu điểm như: đầu tư lưới điện rẻ hơn, yêu cầu
thiết bị đóng cắt và bảo vệ rơ le đơn giản hơn, phạm vi mất điện không mở rộng,…
3.1.2. Khối lượng đường dây và trạm biến áp:
3.1.2.1. Trạm biến áp nguồn:
* Trạm biến áp 110kV Áng Sơn.
- Gồm 02 MBA T1 và T2 vận hành song song.
- Công suất định mức T1 = 25MVA và điện áp là 110/38/6,6kV.
- Công suất định mức T2 = 25MVA và điện áp là 110/23,5/6,6kV.
- Các xuất tuyến trung áp: (472, 474, 475, 478. 671, 672, 673, 674, 675, 676,
678)/Áng Sơn.
Trong đó XT472 và 474 cấp điện cho khu vực huyện Quảng Ninh, XT476 và
478 cấp điện cho khu vực huyện Lệ Thủy. Các xuất tuyến phía 6kV cấp điện cho nhà
máy xi măng Áng Sơn.
* Trạm biến áp 110kV Đồng Hới (E2).
- Gồm 2 MBA T1 và T2 vận hành song song.
- Công suất định mức T1 = 40MVA và điện áp là 110/38/23,5kV.

- Công suất định mức T2 = 40MVA và điện áp là 110/38/23,5kV.
- Các xuất tuyến: (471, 472, 473, 474, 475, 476, 477, 478. 372, 374)/E2.


11

Trong đó XT472 cấp điện cho khu vực huyện Quảng Ninh. Các xuất tuyến còn
lại cấp điện cho khu vực TP. Đồng Hới và huyện Bố Trạch.
3.1.2.2. Khối lượng đường dây và trạm biến áp phân phối:
- Tổng số TBA phân phối: 202 TBA
- Tổng công suất cấp điện: 38.802,5 KVA
- Tổng bán kính cấp điện: 222,743 km
- Trong đó TBA ngành điện: 155 với tổng dung lượng: 24.317,5 KVA.
- Trong đó TBA khách hàng: 47 với tổng dung lượng: 14.485kVA.
Trong đó:

Bảng 3.1: Thông tin lưới điện XT472/Đồng Hới (E2)
- Số TBA Ngành điện:
- Số TBA khách hàng:
- Bán kính cấp điện (km):
Các vị trí liên lạc:
+ MC482 Nghĩa Ninh;
+ L1 Lệ Kỳ;
+ L125 Vĩnh Trung;
+ MC482 Vĩnh Trung;
+ L61 Quán Hàu;
+ L46 Lương Yến;
+ L287 Nam Long.

25 Dung lượng (kVA):

10 Dung lượng (kVA):
18,54

4.580
2.730

Bảng 3.2: Thông tin lưới điện 472/Áng
Sơn
- Số TBA Ngành điện:
- Số TBA khách hàng:
- Bán kính cấp điện (km):
Các vị trí liên lạc:
+ MC482 Xuân Ninh;
+ L66 Xuân Ninh;
+ L287 Nam Long;
+ L412 Nguyệt Áng;
+ MC472 Nguyệt Áng;
+ L167 Phú Cát;
+ L28 Mỹ Trung.

86 Dung lượng (kVA):
32 Dung lượng (kVA):
24,867

12.672,5
9.290


12

Bảng 3.3: Thông tin lưới điện 474/Áng
Sơn
- Số TBA Ngành điện:
- Số TBA khách hàng
- Bán kính cấp điện (km):
Các vị trí liên lạc:
+ L126 Thanh Tân;
+ L28 Mỹ Trung;
+ MC473 Nguyệt Áng;
+ L412 Nguyệt Áng.

40 Dung lượng (kVA):
9 Dung lượng (kVA):
33,453

6.490
3.040

3.2. TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
HIỆN TRẠNG ĐIỆN LỰC QUẢNG NINH
Trong phần này tác giả sử dụng modul Load flow của phần mềm PSS/Adept để
tính toán tổn thất công suất của lưới điện phân phối Quảng Ninh. Tổn thất công suất
∆P có được từ chạy chương trình PSS/Adept kết hợp với tổn thất không tải của máy
biến áp ∆Po và hệ số đồ thị Kđt được thống kê trên lưới hiện trạng, áp dụng công
thức tính toán tổn thất điện năng của EVN vào để từ đó tính toán tổn thất điện năng
của lưới điện phân phối Điện lực Quảng Ninh.
3.2.1. Số liệu đầu vào tính toán TTĐN
Để tính toán giải tích lưới điện một các chính xác, trước tiên chúng ta phải thu
thập được số liệu đầu vào một cách chính xác. Các số liệu đầu vào có thể chia làm hai
loại đó là:

- Thông số kỹ thuật về lưới điện: Các số liệu này có thể thu thập và tính toán
một cách dễ dàng, đảm bảo độ chính xác nếu như ta có được một sơ đồ lưới điện
chính xác. Các thông số này bao gồm: loại dây dẫn, chiều dài đường dây, loại MBA,
số lượng loại thiết bị đóng cắt, số lượng, dung lượng cụm tụ bù… Các số liệu về
thông số này hiện có tại hồ sơ quản lý kỹ thuật của Điện lực Quảng Ninh.
- Thông số về phụ tải (P,Q): Lưới điện phân phối có đồ thị phụ tải ngày thay đổi
theo tháng và đặc biệt là theo mùa. Trong phụ tải chung có phụ tải chuyên dùng và
phụ tải công cộng.
Sau khi phân tích đồ thị phụ tải đặc trưng phụ tải lưới điện Huyện Quảng Ninh
trong một ngày đêm có các thời điểm đặc biệt cần phải xem xét trong việc tính toán
chế độ vận hành của lưới điện chia ra mùa nắng và mùa mưa.
3.2.2 Tính toán TTĐN lưới điện phân phối Huyện Quảng Ninh
* Phương thức tính toán chế độ vận hành hiện tại
Để tính toán TTĐN lưới điện phân phối trung áp Huyện Quảng Ninh, tác giả
chọn phương pháp Tính toán TTĐN theo hướng dẫn của EVN:


13

- Căn cứ quyết định số 994/QĐ-EVN ngày 15/9/2009 của EVN về việc tính
toán TTĐN kỹ thuật trên lưới điện, TTĐN được xác định:
ΔA = ΔPo*T+ ΔPmax*T*Kđt
Trong đó:
+ ∆A: Tổn thất điện năng trong giai đoạn đang xét (kWh).
+ ∆Po: là tổn thất không tải của các máy biến áp được tính toán từ thông số
nhà sản xuất (kW).
+ ∆Pmax: Tổn thất công suất tại thời điểm công suất cực đại của lưới điện
(kW).
+ T: là thời gian tính toán của giai đoạn xem xét TTĐN (giờ).
+ Kđt: Hệ số đồ thị phụ tải ảnh hưởng đến TTĐN trong giai đoạn tính toán

x

2

+ Si, Smax là giá trị phụ tải đầu xuất tuyến tại các thời điểm ti, tmax.
- Tỷ lệ tổn thất điện năng kỹ thuật:
%

x100%

+ Với A (kWh) là điện năng nhận của lưới điện trong khoảng thời gian T.
a. TTCS và TTĐN lưới điện hiện trạng vào mùa nắng
- Sau khi chạy chương trình PSS/Adept và ghép vào công thức tính ở trên, kết
quả cụ thể như sau:

Bảng 3.4: TTCS và TTĐN trên các xuất tuyến vào mùa nắng
(Chế độ mùa nắng Tháng 3 - Tháng 9/2017)

T
T

I

TÊN ĐƠN VỊ

ΔPmax
(KW)

ΔPo

(KW)

Kđt

ΔA mùa
nắng
(triệu
kWh)
1.170,30
6

ĐL. Quảng Ninh

1

Xuất tuyến 472 E2

2

Xuất tuyến 472 AS

19,373
123,28
8

3

Xuất tuyến 474 AS

58,422

19,58
0
53,91
4
29,13
0

0,66
0
0,59
7
0,66
5

166,233
654,925
349,149

SL TC
mùa nắng
(T3-T9)

Tỷ lệ
TTĐN
mùa
nắng
năm
2017
(%)

36.685,56

3,19 %

8.091,404
16.573,23
5
12.020,91
7

2,05 %
3,95 %
2,90 %


14

- TTĐN kỹ thuật được tính theo cách tính như công thức ở dưới (Theo quyết
định số 994/QĐ-EVN ngày 15/09/2009).
ΔA = ΔPo*T+ ΔPmax*T*Kđt
Tnắng = 5136 h (Tháng 3 đến tháng 9).
(Kđt: Hệ số K đồ thị được xác định trung bình các giờ trong các ngày điển hình)
Qua số liệu ở trên cho thấy TTĐN các xuất tuyến ở chế độ mùa nắng tương đối
cao, đặc biệt xuất tuyến xuất tuyến 472 Áng Sơn có tỷ lệ cao (3,95 %).
b. TTCS và TTĐN lưới điện hiện trạng vào mùa mưa
- Sau khi chạy chương trình PSS/Adept và ghép vào công thức tính ở trên, kết
quả như sau:

Bảng 3.5: TTCS và TTĐN trên các xuất tuyến vào mùa mưa

(Chế độ mùa mưa Tháng 10 - Tháng 2/2017)

T
T

I

1

2

3

TÊN ĐƠN VỊ

ΔPmax
(KW)

ΔPo
(KW)

Kđt

ĐL. Quảng Ninh

Xuất tuyến 472 E2

Xuất tuyến 472 AS

Xuất tuyến 474 AS

ΔA
mùa
mưa
(triệu
kWh)

SL TC
mùa mưa
(T3-T9)

Tỷ lệ
TTĐN
mùa mưa
năm
2017
(%)

683,82
4

23.196,7
9

2,95 %

18,317

19,58
0

0,40
2

97,643

5.558,70
2

1,76 %

104,16
7

53,91
4

0,42
6

356,19
8

9.482,65
3

3,76 %

67,448

29,13
0

0,50
9

229,98
3

8.155,43
8

2,82 %

- TTĐN kỹ thuật được tính theo cách tính như công thức ở dưới (Theo quyết
định số 994/QĐ-EVN ngày 15/09/2009).
ΔA = ΔPo*T+ ΔPmax*T*Kđt
Tmưa = 3624 h. (Tháng 10 đến tháng 2).
(Kđt: Hệ số K đồ thị được xác định trung bình các giờ trong các ngày điển hình)
Qua số liệu ở trên cho thấy TTĐN các xuất tuyến ở chế độ mùa mưa có giảm
hơn so với mùa nắng, nguyên nhân do phụ tải mùa mưa giảm đi đáng kể so với mùa


15

nắng, tuy nhiên xuất tuyến xuất tuyến 472 Áng Sơn vẫn có tỷ lệ cao (3,76 %) cần
phải có giải pháp để giảm TTĐN xuất tuyến này.
c. TTCS và TTĐN lưới điện hiện trạng trong cả năm

Bảng 3.6: Bảng tổng hợp TTĐN Điện lực Quảng Ninh trong cả năm

TT

TÊN ĐƠN VỊ

ΔA năm 2017
(triệu kWh)

SL Thanh cái
năm 2017

Tỷ lệ TTĐN
cả năm 2017
(%)

I

ĐL. Quảng Ninh

1.854,130

59.882,35

3,10 %

1

Xuất tuyến 472 E2

263,876

13.650,106

1,93 %

2

Xuất tuyến 472 AS

1.011,123

26.055,888

3,88 %

3

Xuất tuyến 474 AS

579,131

20.176,355

2,87 %

3.3. KẾT LUẬN CHƯƠNG 3
TTĐN trên toàn bộ lưới điện trung áp khu vực Quảng Ninh là:
∆A = 1.854.130 kWh.
Trong khi đó Tổn thất điện năng thực tế lưới điện trung áp khu vực Quảng Ninh
năm 2017 là: 1.978.620 kWh (Nguồn Điện lực Quảng Ninh năm 2017).
Trong chương này, tác giả đã sử dụng phần mềm PSS/Adept để tính toán tổn

thất công suất và ứng dụng phương pháp tính của EVN để tính tổn thất điện năng
trong lưới điện phân phối Điện lực Quảng Ninh.
Bỏ qua phần tổn thất trên lưới điện trung áp do dòng rò và tổn thất phi kỹ thuật,
so sánh giữa TTĐN tính toán và TTĐN thực tế ta thấy gần tương đương nhau. Như
vậy phương pháp tính toán TTĐN như trên là tương đối chính xác, phù hợp với thực
tế.
Qua số liệu tính toán nhận thấy xuất tuyến 472 E2 có tỷ lệ tổn thất điện năng
1,93% là mức tổn thất tương đối tốt bởi vì xuất tuyến này có bán kính cấp điện gần và
phụ tải không nhiều. Xuất tuyến 472 Áng Sơn có tỷ lệ tổn thất điện năng 3,88% và
xuất tuyến 474 Áng Sơn 2,87% là ở mức tỷ lệ tổn thất cao, nguyên nhân do 2 xuất
tuyến này có bán kính cấp điện xa (Xuất tuyến 472 Áng Sơn có bán kính cấp điện
24,867 km, xuất tuyến 474 Áng Sơn có bán kính cấp điện 33,453 km) kèm theo
lượng phụ tải nhiều và công suất lớn do vậy cần nghiên cứu các giải pháp để giảm
bán kính cấp điện và san bớt phụ tải qua xuất tuyến khác một cách hợp lý để đưa về
tỷ lệ tổn thất điện năng hợp lý. Vấn đề này sẽ được giải quyết trong chương 4 của
luận văn này.


16

CHƯƠNG 4
CÁC GIẢI PHÁP NHẰM GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN
PHỐI ĐIỆN LỰC QUẢNG NINH - TỈNH QUẢNG BÌNH.
4.1. CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TTĐN LƯỚI ĐIỆN QUẢNG NINH
4.1.1. Giảm tổn thất điện năng đối với tổn thất điện năng kỹ thuật
Trong những năm gần đây, Điện lực Quảng Ninh đã thực hiện nhiều biện pháp
nhằm giảm TTĐN xuống mức hợp lý, tuy nhiên các biện pháp đó chủ yếu là giảm
TTĐN trên lưới hạ áp mà chưa chú trọng đến việc giảm TTĐN trên lưới trung áp.
Sau một thời gian nghiên cứu, tác giả nhận thấy so với TTĐN trên lưới điện trung áp
các TP lớn khác trong khu vực thì TTĐN lưới điện trung áp Huyện Quảng Ninh vẫn

còn cao, đặc biệt là xuất tuyến 472 Áng Sơn.
Một số giải pháp giảm TTĐN trên lưới điện trung áp Quảng Ninh cần được quan
tâm nghiên cứu thực hiện là:
1-Tính toán và phân tích cụ thể các thông số vận hành để xác định phương thức kết
dây hợp lý, vận hành kinh tế và cải thiện chất lượng điện năng.
2- Tính toán để xác định vị trí đặt, công suất, phương thức vận hành kinh tế của
các bộ tụ bù công suất phản kháng.
3- Các giải pháp điều chỉnh phụ tải để nâng cao Tmax.
4- Giảm tổn thất trên MBA phụ tải bằng cách đưa ra các tiêu chuẩn chất lượng
MBA được vận hành trên lưới.
5- Cải tạo nâng tiết diện dây dẫn trung thế.
6- Nâng cao điện áp vận hành
4.1.2. Giảm tổn thất điện năng đối với tổn thất điện năng phi kỹ thuật
Các biện pháp giảm tổn thất điện năng phi kỹ thuật tuy không mới, vấn đề là
cách thức triển khai để có hiệu quả cao nhất tùy theo dặc điểm thực tế. Các biện pháp
giảm tổn thất điện năng phi kỹ thuật như sau:
- Đảm bảo chất lượng kiểm định ban đầu để công tơ đo đếm chính xác trong cả
chu kỳ làm việc và thực hiện kiểm định, thay thế định kỳ công tơ đúng thời hạn theo
quy định (5 năm đối với công tơ 1 pha, 2 năm với công tơ ba pha).
- Đối với hệ thống đo đếm lắp đặt mới cần đảm bảo thiết kế lắp đặt hệ thống đo
đếm bao gồm công tơ, TU, TI và các thiết bị giám sát từ xa (nếu có) đảm bảo cấp
chính xác, được niêm phong kẹp chì và có các giá trị định mức (dòng điện, điện áp, tỉ
số biến…) phụ 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…) để đảm bảo các
thiết bị đo đếm trên lưới được niêm phong quản lý tốt, có cấp chính xác phụ hợp đảm
bảo đo đếm đúng, kịp thời phát hiện và thay thế ngay thiết bị đo đếm bị sự cố (công
tơ kẹt cháy, TU, TI, cháy hỏng…) hư hỏng hoặc bị can thiệp trái phép trên lưới điện.


17

- 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, như thay thế công tơ điện tử ba pha, áp dụng các
phương pháp đo xa, giám sát thiết bị đo đếm từ xa cho các phụ tải lớn nhằm tăng
cường theo dõi, phát triển sai sót, sự cố trong đo đếm.
- Nâng cao chất lượng ghi, đảm bảo ghi đúng lộ trình, chu kỳ đảm bảo chính xác
kết quả sản lượng để tính toán TTĐN, đồng thời cũng nhằm mục đích phát hiện kịp
thời công tơ kẹt cháy, hư hỏng ngay trong quá trình ghi chỉ số để xử lý kịp thời.
- Khoanh vùng đánh giá TTĐN: thực hiên lắp đặt công tơ ranh giới, công tơ cho
từng xuất tuyến, công tơ tổng từng TBA phụ tải qua đó theo dõi đánh giá biến động
TTĐN của từng xuất tuyến, từng TBA công cộng hàng tháng và lũy kế đến tháng
thực hiện để có biện pháp xử lý đối với những biến động TTĐN, đồng thời dựa trên
so sánh kết quả lũy kế với kết quả tính toán TTĐN kỹ thuật để đánh giá thực tế vận
hành cũng như khả năng có TTĐN thương mại thuộc khu vực đang xem xét.
- Tăng cường công tác kiểm tra chống các hành vi lấy cắp điện, phối hợp với các
cơ quan truyền thông tuyên truyền ngăn ngừa biểu hiện lấy cắp điện. Giáo dục các
nhân viên quản lý vận hành, các đơn vị và người dân quan tâm đến vấn đề giảm
TTĐN, tiết kiệm điện năng.
- Thực hiện tốt quản lý kìm, chì niêm phong công tơ, TU, TI, hộp bảo vệ hệ
thống đo đếm, xây dựng quy định kiểm tra, xác minh đối với các trưởng hợp công tơ
cháy, mất cắp, hư hỏng…nhằm ngăn ngừa hiện tượng thông đồng với khách hàng vi
phạm sử dụng điện. Tăng cường phúc tra ghi chỉ số công tơ để đảm bảo việc ghi chỉ
số đúng quy định của quy trình kinh doanh.
4.1.3. Phân tích các giải pháp giảm TTĐN lưới điện Quảng Ninh
a. Về công tác tổ chức:
b. Về quản lý vận hành:
c. Về công tác kinh doanh:
* Công tác tổng hợp, phân tích TTĐN:
* Công tác ghi chữ và phúc tra ghi chữ:
* Quản lý hệ thống đo đếm:

* Công tác kiểm tra sử dụng điện
d. Về cải tạo lưới, nâng tiết diện dây dẫn.
- Giải pháp 1: Lựa chọn kết lưới vận hành hợp lý LĐPP trung áp khu vực
Quảng Ninh.
- Giải pháp 2: Bù công suất phản kháng trên LĐPP trung áp khu vực Quảng
Ninh.
Phương án 1: Đầu tiên, sử dụng giải pháp: “Lựa chọn phương án vận hành hợp
lý LĐPP trung áp”, sau đó tiến hành tiếp giải pháp: “Bù công suất phản kháng trên
LĐPP trung áp”.


18

Phương án 2: Ngược lại, tiến hành sử dụng giải pháp 2 trước, sau đó thực hiện
giải pháp 1.
4.1.4. Các tiêu chí để lựa chọn phương án vận hành hợp lý LĐPP
Trong LĐPP, việc thay đổi cấu hình lưới điện phải thoả mãn một số hàm mục
tiêu sau:
- Đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện.
- Tổn thất công suất và điện năng trong toàn mạng là bé nhất.
- Điện áp vận hành tại các nút nằm trong giới hạn cho phép.
Với các điều kiện ràng buộc cần phải thoả mãn là:
- Tất cả các phụ tải đều được cung cấp điện.
- Không bị quá tải các phần tử trong hệ thống điện khi vận hành.
- Chi phí vận hành là nhỏ nhất.
4.1.5. Phương án 1
Phương án này được thực hiện bằng cách sử dụng giải pháp 1 trước, sau đó mới
tiến hành thực hiện giải pháp thứ 2.
a. Lựa chọn phương án vận hành hợp lý LĐPP Huyện Quảng Ninh
Hiện nay lưới điện 22kV Huyện Quảng Ninh chủ yếu được vận hành hình tia.

Để xác định điểm mở tối ưu giữa các nguồn với nhau, thực hiện đóng tất cả các phân
đoạn trên các đường dây nối các trạm nguồn với nhau để tạo thành mạch vòng kín,
sau đó giải bài toán phân bố công suất và tiến hành mở các phân đoạn có dòng điện
chạy qua bé nhất cho đến khi lưới điện có dạng hình tia.
Kết quả thu được sau khi chạy điểm mở tối ưu được tổng hợp ở bảng 4.1. Trình
tự kết quả chạy TOPO của phần mềm PSS/ADEPT được xem ở 7, 8, 9.

Bảng 4.1: Vị trí điểm mở tối ưu của phương thức vận hành tối ưu (PA1)
STT
1

2

Vị trí mở của mạch vòng
Trước khi chọn tối ưu Sau khi chọn tối ưu
MC482 Hiển Lộc MC482 Hiển Lộc
Mạch vòng 472/E2 và
(đóng) và LBS Lắp (mở) và LBS Lắp
472/Áng Sơn
mới (mở)
mới (đóng)
DCL28 Mỹ Trung DCL28 Mỹ Trung
Mạch vòng 472/E2 và
(mở) và MC482 Dinh (đóng) và MC482
474/Áng Sơn
Mười (đóng)
Dinh Mười (mở)
Tên mạch vòng

Qua bảng 4.1, ta thấy giữa phương thức vận hành tối ưu đã tính toán và phương

thức vận hành hiện tại có sự thay đổi. Trong đó, tất cả 02 mạch vòng đều thay đổi lại
điểm mở của lưới để đem đến tổn thất công suất ( P) thấp hơn. Qua kết quả tính
toán, nếu vận hành theo phương thức sau khi tối ưu thì hiệu quả đem lại sẽ rất tốt.
Trong đó, tổn thất công suất toàn hệ thống trước khi chọn tối ưu là ∆P = 127,951kW;
∆Q = 226,405KVAr và sau khi chọn tối ưu là ∆P = 89,62kW; ∆Q = 166,764KVAr.


19

Kết quả cụ thể được tổng hợp ở bảng 4.2 và 4.3. Sơ đồ kết lưới cơ bản của LĐPP
Huyện Quảng Ninh và sơ đồ kết lưới của LĐPP Huyện Quảng Ninh sau tái cấu trúc
xem ở hình 4.1 và 4.2.

Bảng 4.2: Tổn thất công suất trên các xuất tuyến trước khi tái cấu trúc lưới
(Phương án 1)
Tổn thất công suất
ΔP (kW)
ΔQ (kVAr)

Tên xuất tuyến
Xuất tuyến 472/E2

13,736

31,473

Xuất tuyến 472/AS

74,394

125,77

Xuất tuyến 474/AS

39,821

69,162

Toàn bộ LPP ĐLQN

127,951

226,405

Bảng 4.3: Tổn thất công suất trên các xuất tuyến sau khi tái cấu trúc lưới
(Phương án 1)
Công suất
Tên xuất tuyến
Xuất tuyến 472/E2
Xuất tuyến 472/AS
Xuất tuyến 474/AS
Toàn
bộ
LPP
ĐLQN

Tổn thất công suất

P
(kW)

Q
(kVAr)

ΔP
(kW)

ΔQ
(kVAr)

Tỷ lệ ΔP/P
(%)

2.049,00
1.857,08
2.906,04

231,54
46,12
50,14

13,552
23,535
52,535

30,970
41,980
93,814

0,66%

1,27%
1,81%

6.812,12

327,80

89,62

166,764

3,74%

Bảng 4.4: Tổn thất công suất giảm được sau tái cấu trúc lưới (Phương án 1)
Tổn thất công suất
Tên xuất tuyến
Xuất tuyến 472/E2
Xuất tuyến 472/AS
Xuất tuyến 474/AS

ΔP trước
(kW)
13,736
74,394
39,821

ΔP sau tái cấu
trúc(kW)
13,552
23,535

52,535

Độ giảm δP
(kW)
0,184
50,859
-12,714

Toàn bộ LPP ĐLQN

127,951

89,62

38,329

Như vậy, sau khi tái cấu trúc lưới điện phân phối Huyện Quảng Ninh, tổn thất
công suất đã giảm: δP = 127,951 - 89,62 = 38,329 kW.


20

b. Bù công suất phản kháng trên LĐPP Huyện Quảng Ninh
Sau khi lựa chọn phương án vận hành hợp lý lưới điện phân phối Huyện Quảng
Ninh bằng cách tái cấu trúc lại lưới điện. Trên cơ sở đó, tác giả tiếp tục tiến hành tính
toán Bù công suất phản kháng trên lưới điện phân phối trung áp.
* Tính toán dung lượng cần bù cho từng xuất tuyến:
Kết quả thu được sau khi chạy CAPO được tổng hợp ở bảng 4.5. Trình tự kết
quả chạy CAPO của phần mềm PSS/ADEPT được xem ở 16, 17, 18.

Bảng 4.5. Kết quả xác định vị trí bù và dung lượng bù của các xuất tuyến
(Phương án 1)
Tên xuất tuyến
Xuất tuyến 472/E2
Xuất tuyến 472/AS
Xuất tuyến 474/AS

Vị trí bù (tên nút bù)
Nền
Ứng động
E2M41/125
Không
M43
Không
ASM59/200
Không
AS1M24

Tổng D.lượng
bù (kVAr)
300
300
600

Tổng cộng

1.200

Bảng 4.6. Kết quả tổn thất công suất sau khi bù của các xuất tuyến (Phương án 1)
Tổn thất công suất ∆P (kW)

D.Lượng
Bù

Trước bù

Sau bù

Độ giảm δP (kW)

Xuất tuyến 472/E2

300

22,26

22,1

0,16

Xuất tuyến 472/AS

300

37,85

37,61

0,24

Xuất tuyến 474/AS

600

88,4

86,3

2,1

Tên xuất tuyến

Tổng cộng
1200
148,5
146
2,5
Tổng hợp tổn thất công suất sau khi thực hiện phương án 1:
Sau khi tái cấu trúc và bù tối ưu lưới điện phân phối Huyện Quảng Ninh, tổn
thất công suất đã giảm: δPpa1 = 38,329 + 2,5 = 40,829 kW.
4.1.6. Phương án 2
Phương án này được thực hiện bằng cách cho tiến hành giải pháp thứ 2 trước sau
đó mới thực hiện giải pháp thứ 1.
a. Bù công suất phản kháng trên LĐPP Huyện Quảng Ninh
+ Xuất tuyến 472/E2:
- Hệ số cos lúc cao điểm của xuất tuyến là cos 1 = 0,96 (tg 1= 0,395)
- Hệ số cos lúc thấp điểm của xuất tuyến là cos 1 = 0,97 (tg 1= 0,292)
- Nâng hệ số cos của xuất tuyến lên cos 2= 0,98 (tg 2 = 0,203)
- Công suất của xuất tuyến:

21

Pmax = 2.628,22 kW
Pmin = 1.904,91 kW
- Lượng công suất phản kháng cần bù cho xuất tuyến:
Qbùmax = Pmax (tg 1 - tg 2) = 2628,22 (0,292 - 0,203) = 233,91 kVAr
Qbùmin = Pmin (tg 1 - tg 2) = 1.904,91 (0,251 - 0,203) = 91,44 kVAr
Qbùưđ = Qbùmax - Qbùmin = 233,91 - 91,44 = 142,48 kVAr.
- Vậy:
chọn
+ Xuất tuyến 472/AS:
- Hệ số cos lúc cao điểm của xuất tuyến là cos 1 = 0,94 (tg 1= 0,363)
- Hệ số cos lúc thấp điểm của xuất tuyến là cos 1 = 0,95 (tg 1= 0,329)
- Nâng hệ số cos của xuất tuyến lên cos 2= 0,98 (tg 2 = 0,203)
- Công suất của xuất tuyến:
Pmax = 4.380,62 kW
Pmin = 3.087,19 kW
- Lượng công suất phản kháng cần bù cho xuất tuyến:
Qbùmax = Pmax (tg 1 - tg 2) = 4.380,62 (0,363 - 0,203) = 700,69 kVAr
Qbùmin = Pmin (tg 1 - tg 2) = 3.087,19 (0,329 - 0,203) = 388,01 kVAr
Qbùưđ = Qbùmax - Qbùmin = 321,68 kVAr.
- Vậy:
Chọn
+ Xuất tuyến 474/AS:
- Hệ số cos lúc cao điểm của xuất tuyến là cos 1 = 0,95 (tg 1= 0,329)
- Hệ số cos lúc thấp điểm của xuất tuyến là cos 1 = 0,96 (tg 1= 0,292)
- Nâng hệ số cos của xuất tuyến lên cos 2= 0,98 (tg 2 = 0,203)
- Công suất của xuất tuyến:
Pmax = 3.217,63 kW

Pmin = 2.297,82 kW
Qbùmax = Pmax (tg 1 - tg 2) = 3.217,63 (0,329 - 0,203) = 404,40 kVAr
Qbùmin = Pmin (tg 1 - tg 2) = 2.297,82 (0,292 - 0,203) = 203,74 kVAr
Qbùưđ = Qbùmax - Qbùmin = 404,40 - 203,74 = 200,66 kVAr.
- Vậy:
Chọn
Cách thức tính toán cũng tương tự như trên, ta có bảng kết quả như bảng 4.7:


22

Bảng 4.7: Kết quả xác định vị trí và dung lượng từng vị trí bù của các xuất
tuyến (Phương án 2).
Vị trí bù (tên nút bù)
Nền
Ứng động
E2M75/125
Không
M118
2M34/66
ASNODE10
ASM50/200

Tổng D.lượng
bù (kVAr)
150
300
300
750
tổn thất công suất cho từng xuất tuyến sau khi bù như bảng

Tên xuất tuyến
Xuất tuyến 472/E2
Xuất tuyến 472/AS
Xuất tuyến 474/AS
Tổng cộng
Kết quả tính toán
4.8:

Bảng 4.8: Kết quả tổn thất công suất sau khi bù của các xuất tuyến (Phương án
2)
Tổn thất công suất ∆P (kW)

Tên xuất tuyến

D.Lượng
Bù

Trước bù

Sau bù

Độ giảm δP(kW)

Xuất tuyến 472/E2
Xuất tuyến 472/AS
Xuất tuyến 474/AS
Tổng cộng

150

300
300
750

22,767
125,387
69,018
217,172

22,613
124,015
67,516
214,144

0,154
1,372
1,502
3,028

* Xuất tuyến 472 Áng Sơn:
b. Lựa chọn phương án vận hành hợp lý LĐPP Huyện Quảng Ninh
Trên cơ sở đã thực hiện giải pháp: “ Bù công suất phản kháng trên LĐPP trung
áp”, tiếp tục thực hiện tiếp giải pháp: “ Lựa chọn phương án vận hành hợp lý LĐPP
trung áp” bằng cách cho chạy trình TOPO của phần mềm PSS/ADEPT. Kết quả thu
được sau khi chạy điểm mở tối ưu được tổng hợp ở bảng 4.9. Trình tự kết quả chạy
TOPO của phần mềm PSS/ADEPT được xem ở 28, 29, 30.

Bảng 4.9. Vị trí điểm mở tối ưu của phương thức vận hành tối ưu (Phương án 2)
STT
1

2

Vị trí mở của mạch vòng
Trước khi chọn tối ưu Sau khi chọn tối ưu
MC482 Hiển Lộc MC482 Hiển Lộc
Mạch vòng 472/E2 và
(đóng) và LBS Lắp (mở) và LBS Lắp
472/Áng Sơn
mới (mở)
mới (đóng)
DCL28 Mỹ Trung DCL28 Mỹ Trung
Mạch vòng 472/E2 và
(mở) và MC482 Dinh (đóng) và MC482
474/Áng Sơn
Mười (đóng)
Dinh Mười (mở)
Tên mạch vòng


23

Nhận xét: Vị trí các điểm mở tối ưu của phương án 2 giống với ví trí các điểm
mở tối ưu của phương án 1.

Bảng 4.10 Tổn thất công suất giảm được sau tái cấu trúc lưới TOPO (Phương án
2)
Tên xuất tuyến
Xuất tuyến 472/E2
Xuất tuyến 472/AS

Xuất tuyến 474/AS
Toàn bộ LPP ĐLQN

Tổn thất công suất
ΔP sau tái
ΔP trước
Độ giảm δP
cấu trúc
(kW)
(kW)
(kW)
13,724
74,489
40,122
128,34

13,536
23,535
52,439
89,51

0,188
50,954
-12,317
38,83

Tổng hợp tổn thất công suất sau khi thực hiện phương án 2:
Sau bù tối ưu và tái cấu trúc lưới điện phân phối Huyện Quảng Ninh, tổn thất
công suất đã giảm: δPpa2 = 3,028 + 38,83 = 41,858 kW.
- Qua số liệu phân tích trên ta thấy:

Phương án 1: δPpa1 = 38,329 + 2,5 = 40,829 kW.
Phương án 2: δPpa2 = 3,028 + 38,83 = 41,858 kW.
δPpa2 - δPpa1 = 41,858 - 40,829 = 1,029 kW.
- Như vậy độ giảm tổn thất công suất và phương án 2 (δP=41,858) lớn hơn
phương án 1 (δP=40,829), chênh lệch 1,029kW.
- Trong cả hai phương án 1 và 2 đều có thực hiện giải pháp “Bù tối ưu” và giải
pháp “Lựa chọn phương án vận hành hợp lý LĐPP trung áp”. Giải pháp lựa chọn
phương án vận hành hợp lý LĐPP trung áp không mất vốn đầu tư, giải pháp bù tối ưu
phải mất vốn đầu tư. Do đó phương án 1 sẽ tốn nhiều vốn đầu tư hơn phương án 2 vì
phương án 1 sẽ phải lắp đặt tổng công suất bù phản kháng là 1200kVAr so với
phương án 2 là 750kVAr.
- Vì vậy, phương án 2 được chọn để thực hiện giảm TTĐN trên LĐPP Huyện
Quảng Ninh.
4.2. TÍNH TOÁN HIỆU QUẢ SAU KHI ÁP DỤNG PHƯƠNG ÁN 2
4.2.1. Tính lượng tổn thất điện năng giảm hàng năm
Tổng lượng điện năng tiết kiệm trong một năm:
∆Po không thay đổi trong năm nên ta có ∆A làm lợi được sau khi tối ưu phương án 2:
ΔATK ∑ = δPpa2 * T * Kđt = 41,858 * 8760 * 0,64 = 234.672 (kWh/năm).
(Với Kđt ta có được từ Kđt của 3 xuất tuyến 472E2, 472 Áng Sơn, 474 Áng Sơn)