Đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện phân phối thị xã Ba Đồn

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

HOÀNG HIẾU TRUNG

ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP
NÂNG CAO HIỆU QUẢ KINH TẾ
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THỊ XÃ BA ĐỒN

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 VINH TỊNH

Phản biện 1: TS. TRẦN TẤN VINH

Phản biện 2: TS. LÊ ĐỨC TÙNG

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 Đà Nẵng 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
Cùng với sự phát triển KTXH, đặc biệt sau những năm đổi mới, nhu cầu về điện
năng tại Việt Nam đòi hỏi ngày càng cao về cả “ chất” lẫn “lượng”. Đáp ứng “đủ điện” với
chất lượng ngày càng tốt hơn cho nhu cầu sản xuất, sinh hoạt, phát triển kinh tế xã hội, an
ninh quốc phòng của đất nước là “sứ mệnh” sống còn của ngành Điện.
Hệ thống điện phân phối là khâu cuối cùng của hệ thống điện, đưa điện năng trực
tiếp đến khách hàng sử dụng điện. Với vai trò phân phối đến tận hộ tiêu thụ, nên khối lượng
LĐPP lớn hơn nhiều so với lưới truyền tải. Tuy nhiên, vì nguồn vốn hạn hẹp, sự ưu tiên cho
đầu tư phần nguồn, phần lưới truyền tải nhằm đi tắt đón đầu nhu cầu sử dụng điện đã hạn
chế phần nào việc ĐTXD cho lưới phân phối.
Đối với mỗi doanh nghiệp, làm thế nào để tận dụng nguồn vốn một cách hợp lý, làm
thế nào để phát huy hiệu quả các nguồn lực chính là mục tiêu, là nhiệm vụ trọng tâm, then
chốt quyết định sự thành bại của doanh nghiệp.
Xuất phát từ những lý do trên, đồng thời là một người công tác tại Công ty Điên lực
Quảng Bình – một đơn vị thực hiện chức năng quản lý LĐPP và kinh doanh bán lẻ điện
năng, tôi chọn đề tài “ đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện phân phối
thị xã Ba Đồn” với mong muốn đóng góp một phần sức mình cho doanh nghiệp bằng cách:
Đưa ra những giải pháp, những đề xuất hợp lý trong điều kiện nguồn vốn ĐTXD hàng năm
eo hẹp, chỉ đủ để chống quá tải lưới điện.
2. Mục tiêu nghiên cứu của đề tài
Đề xuất các giải pháp để nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện phân phối thị xã Ba Đồn
bằng cách nâng cao khã năng tải, giảm TTĐN, nâng cao chất lượng điện năng.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

Đối tượng nghiên cứu của đề tài: Lưới điện phân phối thị xã Ba Đồn có tính đến kết
lưới khu vực.
4. Phương pháp nghiên cứu: Sử dụng phương pháp nghiên cứu lý thuyết và thực tiễn:
- Phương pháp nghiên cứu lý thuyết:
- Phương pháp thực tiễn:
5. Tên đề tài:“ Đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện phân phối thị
xã Ba Đồn”.
6. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
- Ý nghĩa khoa học: Xây dựng các phương pháp luận/giải pháp nâng cao hiệu quả kinh
tế lưới điện phân phối trong điều kiện hạn chế vốn ĐTXD.
- Ý nghĩa thực tiễn: Có thể áp dụng ngay cho lưới điện phân phối thị xã Ba Đồn và
huyện Quảng Trạch trong các năm tới và định hướng cho các năm về sau.
7. Cấu trúc của luận văn
Mở đầu.


2
Chương 1: Tổng quan về LĐPP và giới thiệu các chương trình ứng dụng.
Chương 2: Hiện trạng LĐPPthị xã Ba Đồn. Kết quản tính toán TTĐN lưới phân phối
hiện trạng
Chương 3: Đề xuất các giải pháp Nâng cao hiệu quả kinh tế LĐPP thị xã Ba Đồn.
Kết luận và kiến nghị.

CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ
GIỚI THIỆU CÁC CHƯƠNG TRÌNH ỨNG DỤNG
TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI.
1.1.1. Giới thiệu chung về lưới điện phân phối.
1.1.2. Vai trò, đặc điểm của lưới phân phối.
1.1.2.1. Vai trò của hệ thống lưới phân phối là: cung cấp điện trực tiếp đến

khách hàng của từng khu vực.
1.1.2.2. Đặc điểm:
a. Sơ đồ hình tia:
b. Sơ đồ mạch vòng:
TỔN THẤT CÔNG SUẤT- PHƯƠNG PHÁP TÍNH.
Tổn thất công suất.
- Khi truyền tải điện năng từ nguồn đến hộ tiêu thu thì mỗi một phần tử của mạng điện
do có tổng trở nên đều gây tổn thất công suất và điện áp.
Phương pháp tính tổn thất công suất:
Tổn thất công suất trên đường dây tải điện:
a. Đường dây có 1 phụ tải
b. Đường dây có nhiều phụ tải :
Tổn thất công suất qua máy biến áp:
S0 = P0 + j Q0

(1.24)

Q0 = I0Sdm/100

(1.25)

TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG- PHƯƠNG PHÁP TÍNH.
Tổn thất điện năng.
Tổn thất điện năng được chia thành 2 loại, tổn thất điện năng kỹ thuật và tổn thất
điện năng phi kỹ thuật.
Tổn thất điện năng kỹ thuật là TTĐN gây ra bởi bản chất vật lý của hệ thống, đó là
lượng điện năng tiêu hao tất yếu xảy ra trong quá trình truyền tải và phân phối điện.


3

Tổn thất điện năng phi kỹ thuật hay còn gọi là TTĐN thương mại là do tình trạng vi
phạm sử dụng điện như lấy cắp điện dưới các hình thức khác nhau, do lỗi quản lý trong quá
trình kinh doanh như công tơ chết, cháy không xử lý kịp thời, ghi sót ghi sai chỉ số, đấu
nhầm, đấu sai hệ thống đo đếm.
Những yếu tố làm ảnh hưởng tăng TTĐN.
Khi lượng điện năng mất đi trong quá trình truyền tải đến hộ tiêu thụ càng cao, thì
hiệu ích đưa lại càng kém, những yếu tố ảnh hưởng làm tăng TTĐN có thể kể đến đó là:
a. Về mặt kỹ thuật:
b. Về mặt thương mại:
CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
TTĐN trong LĐPP được xác định theo công thức sau:
t

A 3R I t2 .dt

(1.30)

o

Phương pháp tích phân đồ thị
Giả sử quy luật biến thiên của dòng điện như (Hình 1.8) và (Hình 1.9), hệ tọa độ I-t.
Chia trục hoành t thành n đoạn bằng nhau với độ dài ∆t. Như vậy việc xác định
TTĐN được thay bằng việc tính diện tích các hình chữ nhật (Hình 1.8) hay hình thang (Hình
1.9).
Biểu thức dưới dấu tích phân trong trường hợp thứ nhất sẽ bằng :
T
2
t

n

I .dt
o

2
t

I . t
t 1

Hình 1.1 Đồ thị phụ tải chữ nhật hóa

t
n

n

I t2 .t

(1.31)

1

Hình 1.2 Đồ thị phụ tải hình thang hóa

Hiện nay, với sự hỗ trợ của các chương trình quản lý, việc lấy đồ thị phụ tải ngày đặc
trưng tương đối dễ dàng và cho số liệu chính xác, do đó phương pháp tích phân đồ thị được
sử dụng khá rộng rãi.

4
Phương pháp dòng điện trung bình bình phương
T

A 3RI

2
tbbp

T

3R. I t2 dt

(1.35)

o

Phương pháp thời gian tổn thất
Phương pháp đường cong tổn thất
Phương pháp tính toán TTĐN theo quy định của EVN
24

A

Ao

Ati = ΔP0.T +ΔPMax .T.Kđt

(1.49)

i o

Trong đó:
 ΔA: Tổn thất điện năng trong giai đoạn đang xét kWh .
 ΔP0: Tổn thất công suất không tải (kW).
 ΔPmax: Tổn thất công suất tại thời điểm công suất cực đại của lưới điện (kW).
 T: 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.
24

K đt

(
1

Si 2 1
) x
Smax
24

(1.50)

Si, Smax : là giá trị phụ tải đầu xuất tuyến tại các thời điểm ti và tmax.
Đây là phương pháp kết hợp giữa phương pháp đường cong tổn thất và phương
pháp tích phân đồ thị. Phương pháp này kết hợp với tính toán tổn thất công suất
thành phần biến thiện bằng PSS/ADEPT cho kết quả tương đối chính xác và được
sử dụng rộng rãi để tính TTĐN trên lưới điện phân phối.
BÙ KINH TẾ TRÊN LƯỚI PHÂN PHỐI.
Ý nghĩa của việc bù kinh tế trên lưới phân phối:
Việc bù CSPK cho lưới điện sẽ có những tích cực như sau:

Giảm được tổn thất công suất trong mạng điện
Giảm được tổn thất điện áp trong mạng điện
Tăng khả năng truyền tải của đường dây và máy biến áp
Tính toán bù tối ưu trên lưới phân phối:
Gọi Z là chi phí tính toán toàn bộ trong một năm khi đặt bộ tụ điện tĩnh có dung
lượng là Qb tại mạng điện có một phụ tải S=P+jQ. Phí tổn Z bao gồm 3 phần:
a/ Phí tổn do đặt tụ điện :
Z1 =(avh+atc)Kb = (avh+atc). Kb* .Qb.
(1.54)
b/Phí tổn về tổn thất điện năng do bản thân TĐT tiêu thụ.
Z2 =C0.∆Ab= C0. P*b.T = C0. P*b .Qb.T
(1.55)
c/Phí tổn về tổn thất điện năng trong mạng điện sau khi có đặt TĐT:


5
(Q Qb )2
.R
Z3 = C0 .∆A = C0∆Pτ = C0.
U2

(1.56)

Vậy phí tổn tính toán tổng của mạng điện sau khi đặt TĐT là :
Z

Z1 Z 2 Z3

(avh atc ) Kb*Qb C0 . Pb*.Qb .T

C0 (Q Qb )2
R
U2

(1.57)

Để xác định được công suất tụ điện tỉnh ứng với phí tổn tính toán bé nhất ta lấy đạo
hàm của Z tổng theo Qb và cho bằng không.
Z
Qb

(avh

atc ) Kb* C0 . Pb*

2C0 (Q Q0 )
.R.
U2

(1.58)

(avh

atc ) Kb* C0 . Pb*

2C0 (Q Q0 )
.R.
U2

(1.59)

Từ đó :
Z
Qb

Việc tính bù kinh tế được tiến hành cho từng nhánh độc lập. Nếu nhánh có nhiều phụ
tải thì phương pháp tính toán cũng tương tự. Để xác định được dung lượng bù kinh tế ở từng
hộ tiêu thụ ta phải lấy đạo hàm của Z tổng theo các Qbi (i = 1- n) và cho mỗi đạo hàm bằng
không. Với hệ phương trình đó ta tìm được các dung lượng cần Qbi. Nếu Qbk tại hộ k nào đó
không hợp lý về mặt kinh tế , vì vậy ta thay Qbk đó bằng không ở các phương trình

Z
Qb

0

và giải lại hệ phương trình một lần nữa.
GIỚI THIỆU MỘT SỐ CHƯƠNG TRÌNH QUẢN LÝ, TÍNH TOÁN LĐPP ÁP
DỤNG TRONG LUẬN VĂN.
Hệ thống thông tin quản lý khách hàng CMIS:
Hệ thống Thông tin Quản lý Khách hàng viết tắt là CMIS – Customer Management
Information System)của EVN. Trong phạm vi luận văn này, tác giả sử dụng chủ yếu là phân
hệ tổn thất để trích xuất:
- Số liệu TTĐN tại các cấp điện áp và TBACC; Điện thanh cái, điện thương phẩm, tỷ
trọng các thành phần của các XTTA;
- Sản lượng điện thanh cái các TBAPP để xác định Ptb, từ đó sử dụng số liệu này
nhập vào chế độ cơ bản của PSS/ADEPT;
- Công suất MBAPP, hệ số nhân, mã điểm đo gắn với các TBAPP để phối hợp với
MDMS xác định Pmax, mức độ mang tải.
Hệ thống quản lý dữ liệu đo đếm – MDMS EVNCPC

Hiện tại, hầu hết hệ thống công tơ tổng các TBAPP, các khách hàng lớn, đều đã lắp
đặt công tơ điện tử, kết nối từ xa và được quản lý bởi Hệ thống quản lý dữ liệu đo đếm
MDMS EVNCPC. MDMS là viết tắt Meter Data Management System, là hệ thống chương
trình đây là trình quản lý khai thác rất hiệu quả. Trong phạm vi luận văn này, tác giả sử
dụng MDMS, SCADA và một số chương trình phụ trợ khai thác để xây dựng số liệu sau:
- Biểu đồ ngày điển hình của mùa mưa và mùa nắng các xuất tuyến trung áp.


6
- Đồng thời sử dụng MDMS xác định Pmax các điểm đo và TBAPP từ đó xác định
mức mang tải các TBA.
- Xác định điện áp các nút để đối chiếu với việc tính toán trào lưu công suất.
Hướng dẫn sử dụng MDMS và một số giao diện như
Giới thiệu chương trình tính toán PSS/ADEPT-5.0.
Tổng quan về PSS/ADEPT-5.0
Module tính toán trào lưu công suất Load Flow.
Các thông tin có được từ bài toán phân bố công suất là trị số điện áp và góc pha tại
các nút, dòng công suất tác dụng và công suất phản kháng trên các nhánh và trục chính, tổn
thất công suất phản kháng và tác dụng trong mạng điện, vị trí đầu phân áp của các máy biến
áp trong trường hợp giữ điện áp tại một nút nào đó trong một giới hạn cho phép.
Module tính toán điểm dừng tối ưu TOPO.
- Định hình hệ thống hình tia để có tổn thất công suất tác dụng nhỏ nhất trên cơ sở
các khóa đóng cắt có sẵn hiện hữu trên lưới.
Module Capo tính toán bù kinh tế.
Tương tự lý thuyết bù tối ưu, module thực hiện tính toán lắp đặt tụ bù thứ n, độ lớn
sF. Tất cả các nút hợp lệ trong lưới điện được xem xét để tìm vị trí đặt tụ bù sao cho số tiền
tiết kiệm được là lớn nhất; giả sử công suất thực tiết kiệm được là xP kW và công suất
phản kháng tiết kiệm được là xQ kVAr . Năng lượng tiết kiệm và quá trình bảo trì diễn ra
trong một khoảng thời gian, vì vậy chúng ta sử dụng một đại lượng thời gian tương đương,
gọi là Ne:

Như vậy giá trị của năng lượng tiết kiệm được là:
SavingsF = 8760.Ne.(xP.cP + xQ.cQ)
Giá trị của chi phí mua tụ bù là:
CostF = sF.(cF + Ne.mF)
Nếu tiền tiết kiệm được lớn hơn chi phí, CAPO sẽ xem xét đến tụ bù thứ n+1 ; nếu
tiền tiết kiệm được nhỏ hơn thì CAPO bỏ qua tụ bù thứ n và ngừng tính toán.
KẾT LUẬN CHƯƠNG 1
Trong chương 1, luận văn đã nêu rõ đặc điểm, vai trò và tầm quan trọng của lưới
phân phối và giới thiệu lý thuyết tính tổn thất công suất, các phương pháp tính tổn thất điện
năng trong đó có nêu cách tính toán theo qui định của EVN , lý thuyết bù tối ưu và phạm
vi áp dụng của từng phương pháp. Đây là những phần lý thuyết liên quan đến việc tính toán
các chỉ tiêu kỹ luật lưới điện quan trọng, quyết định đến hiệu quả kinh tế tron quản lý vận
hành.
Đồng thời, luận văn cũng giới thiệu một số phần mềm ứng dụng để trích rút xử lý số
liệu đầu vào các thông số lưới điện (CMIS3.0; MDMS CPC). Bất kỳ một chương trình, một
giải thuật tính toán nào cũng chỉ chính xác khi số liệu đầu vào là tin cậy. Hiện Tập đoàn


7
Điện lực Việt Nam đang xây dựng các Hệ thống quản lý và khai thác thông tin rất hiệu dụng
cho việc khai thác và quản lý lưới điện.
Với chương trình tính toán áp dụng, tác giả giới thiệu việc sử dụng phần mềm
PSS/ADEPT5.0 để tính toán các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật lưới phân phối và xác định phần
mềm này phù hợp với các lý thuyết đã nêu ở trên.
Tóm lại: Trong chương luận văn đã giới thiệu và cung cấp các công cụ để tính toán
các chỉ tiêu kỹ thuật có ảnh hưởng cơ bản đến hiệu quả kinh tế của mạng điện nói chung và
mạng phân phối nói riêng.

CHƯƠNG 2
HIỆN TRẠNG LƯỚI PHÂN PHỐI THỊ XÃ BA ĐỒN

KẾT QUẢ TÍNH TOÁN TTĐN LƯỚI PHÂN PHỐI HIỆN TRẠNG
HIỆN TRẠNG LƯỚI PHÂN PHỐI THỊ XÃ BA ĐỒN
Vị trí địa lý, đặc điểm kinh tế xã hội thị xã Ba Đồn
2.1.1.1. Vị trí địa lý:
2.1.1.2. Khí tượng thủy văn:
- Khí hậu chia 2 mùa, mùa mưa từ tháng 10 năm trước đến tháng 3 năm sau,
mùa khô từ tháng 3 đến tháng 9.
2.1.1.3. Đặc điểm kinh tế xã hội:
- Kinh tế của thị xã tiếp tục tăng trưởng khá cao, hầu hết các chỉ tiêu cơ bản về các
ngành kinh tế đều đạt được kế hoạch đề ra, kết cấu hạ tầng được quan tâm đầu tư xây dựng.
Tổng quan lưới điện phân phối thị xã Ba Đồn.
Nguồn điện:
Lưới phân phối:
a. Qui mô: Qui mô LĐPP thuộc quản lý của Điện lực Quảng Trạch như sau:
Bảng 2.1 Tổng hợp qui mô lưới phân phối Điện lực Quảng Trạch
Số liệu thực tế
Tên xuất tuyến
Lưới trung áp
XT 471 Văn Hóa
XT 473 Văn Hóa
XT 471 Ba Đồn
XT 473 Ba Đồn
XT 475 Ba Đồn
XT 477 Ba Đồn
XT 478 Ba Đồn
XT 472 Hòn La

Chiều dài đường dây
(km)
N.

KH
Tổng
điện
25.86
44.99
14.29
60.17
26.09
30.16
47.19
2.43

0.48
1.12
0.39
0.33
2.09
2.96
5.37
0.05

26.34
46.11
14.67
60.49
28.18
33.12
52.56
2.48

Số TBA (trạm)
N.
điện

KH

Tổng

24
27
17
44
41
30
33
0

6
5
3
5
10
5
16
3

30
32
20
49

51
35
49
3

Dung lượng TBA
(kVA)
N.
KH
Tổng
điện
4365
4380
4890
7641.5
9590
4610
6580
0

2520
1435
880
980
1760
1720
5030
890

6885

5815
5770
8621.5
11350
6330
11610
890


8
Tên xuất tuyến
XT 474 Hòn La
XT 476 Hòn La
XT 478 Hòn La
XT 371 Ba Đồn
XT 373 Sông
Gianh
Lưới 22kV sau
110kV Văn Hóa
Lưới 22kV sau
110kV Ba Đồn
Lưới 22kV sau
110kV Hòn La
Tổng 22kV
Tổng lưới 22kV
Tổng lưới 35kV
Tổng ĐLQT

Số liệu thực tế
3.28

4.56
52.80
20.37

2.05
6.64
5.47
1.08

5.33
11.21
58.27
21.45

1
4
40
2

4
24
18
1

5
28
58
3

160

860
5831.5
350

1230
11010
7840
560

1390
11870
13672
910

20.22

0.80

21.03

18

5

23

2785

3910

6695

70.85

1.60

72.45

51

11

62

8745

3955

12700

177.90

11.13

189.03

165

39

204

33312

10370

43682

63.07

14.20

77.28

45

49

94

6851.5

20970

27822

20.37
20.37
40.60
372.79

1.08
1.08
1.88
29.89

21.45
21.45
42.48
402.68

2
2
20
283

1
1
6.00
106

3
3
26
389

350
350
3135
52393

560
560
4470
40325

910
910
7605
92718

- Số lượng khách hàng sử dụng điện: 58.381
b. Đặc điểm:
- Lưới trung áp 22kV trên địa bàn là hệ thống 3 pha 3 dây, trung tính nối đất trực tiếp.
Kết cấu chủ yếu là các tuyến đường dây trên không.
- Các TBAPP trên địa bàn chủ yếu có kết cấu trạm treo trên cột ngoài trời. Công suất
mang tải các trạm biến áp hạ thế toàn huyện từ 55-60 %; khu vực các xã đông dân cư mang
tải 60-80 %. Tuy nhiên có một số trạm ở tình trạng quá tải cục bộ khi đến các mùa vụ nuôi
tôm hoặc các hoạt động sản xuất kinh doanh khác.
- Lưới điện hạ áp: 400V ( với lưới 3 pha 4 dây) và 230V ( 1 pha 2 dây), vận hành theo
sơ đồ hình tia, trung tính nối đất trực tiếp.
Kết lưới cơ bản lưới phân phối hiện trạng:
+ Trạm 110kV Ba Đồn:
- Máy biến áp T1-25000 kVA-110/35/22 kV cấp tải các XT 22kV Ba Đồn và một
phần huyện Quảng Trạch. Tại TC Roòn: MC 471, 472 cắt XT 471 nhận điện từ XT 477/Ba
Đồn; XT 473, 474 và 475 nhận điện từ XT 478/Ba Đồn .
- Máy biến áp T2-25000 kVA-110/35/22 kV cấp điện đến TC C31 không cấp tải do
XT 371 chưa khôi phục lại hư hỏng sau bão số 10/2017 .
Các điểm mở: LD51 Nuôi tôm 471 Ba Đồn-475 Ba Đồn ; DCL 89-4 Chợ xép 473Ba Đồn, 475 Ba Đồn ; MC 488 Pháp Kệ 478 Ba Đồn – 473 Ba Đồn ; DCL 85-1 Quảng
Xuân và FCO 9-4 Quảng Hưng 477 Ba Đồn – 478 Ba Đồn ; MC 471, 472 TC Roòn lên

lạc 110kV Ba Đồn và 110 kV Hòn La thông qua trạm cắt Ròn , cung M63 XT 371/Ba Đồn.
+ Trạm 110kV Văn Hóa:
- Máy biến áp T1-25000 kVA-110/22/6 kV cấp tải lưới 22kV khu vực thị xã Ba Đồn
thông qua xuất tuyến 471 Văn Hóa và 475 Văn Hóa.. XT 475 cấp tải cho các XT 471, 472
TTG Minh Cầm; MBA T1/Minh Cầm-3200kVA ở chế độ dự phòng MC 331, 431 cắt .


9
- Máy biến áp T2-25000 kVA-110/22/6 kV cấp tải 6kV Xi măng Văn Hóa.
Điểm mở: L274 Vĩnh Phú liên lạc 471 Văn Hóa và 473 Văn Hóa , DCL 9-4 Tiên
Phong liên lạc 475 Văn Hóa và 471 Minh Cầm.
+ Trạm 110kV Sông Gianh:
- Máy biến áp T1-25000 kVA-110/35/6 kV vận hành độc lập cấp tải các XT 35kV
Sông Gianh: XT 371 cấp tải đến TTG Quy Đạt; XT 373 cấp tải đến MC 382 Hoàn Lão và
đến cung M63 thuộc XT 371/Ba Đồn.
- Máy biến áp T2-25000 kVA-110/35/6 kV vận hành độc lập cấp tải các XT 6kV Xi
măng Sông Gianh.
+ Trạm 110kV Hòn La:
- Máy biến áp T2-25000 kVA-110/22 kV cấp tải các XT 22kV khu công nghiệp Hòn
La và một phần tải phía Bắc huyện Quảng Trạch.
Sơ đồ nguyên lý lưới điện phân phối như phụ lục 1 kèm theo.
- Tình hình thực hiện các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật:
- Tình hình thực hiện các chỉ tiêu SXKD năm 2017.
Bảng 2.2 Các chỉ tiêu SXKD thực hiện năm 2015, 2016 và 2017
TT
01
02
03
04
05

Các chỉ tiêu
Điện thương phẩm
Điện tổn thất
Giá bán bình quân
Tỉ lệ thu tiền điện
Tăng trưởng

ĐVT
kWh
%
đ/kWh
%
%

Năm 2015
Năm 2016
102.811.719 107.033.847
6,09
7,19
1.567,02
1.609,21
99,35
99,52
9,06
4,11

Năm 2017
118.529.198
5,80

1.627,5
99,80
10,74

- Điện thương phẩm và cơ cấu thành phần:
- Tình hình thực hiện TTĐN:
a. Khái niệm về tổn thất theo phiên ghi (tổn thất hình bình hành):
b. Khái niệm TTĐN theo cấp điện áp (tổn thất hình chữ nhật).
c. Kết quả thực hiện TTĐN:
Kết quả thực hiện năm 2017 và các tháng năm 2018 của Điện lực Quảng Trạch theo
cấp điện áp như sau:
Bảng 2.3 Số liệu thực hiện TTĐN lưới trung áp lũy kế 2017 và 8 tháng 2018
Lũy kế năm 2017
Tên xuất tuyến
XT 471 Văn Hóa

Thanh cái (kWh)
9,497,027.00

Tổn thất
(kWh)
200,665.00

Lũy kế 8 tháng năm 2018
TTĐN
(%)
2.11

Thanh cái
(kWh)

7,619,001.00

Tổn thất
(kWh)
160,887.00

TTĐN
(%)
2.11


10
XT 473 Văn Hóa

10,175,812.00

235,723.00

2.32

7,095,713.00

139,303.00

1.96

XT 471 Ba Đồn

11,575,815.00

255,174.00

2.20

8,261,706.00

140,456.00

1.70

XT 473 Ba Đồn

18,330,986.00

523,293.00

2.85

13,602,455.00

278,811.00

2.05

XT 475 Ba Đồn

18,997,350.00

547,956.00

2.88

14,176,478.00

333,683.00

2.35

XT 477 Ba Đồn

8,386,441.00

217,298.00

2.59

9,167,869.00

233,524.00

2.55

XT 478 Ba Đồn

19,987,951.00

558,198.00

2.79

13,115,782.00

302,372.00

2.31

XT 472 Hòn La

327,605.00

14,527.00

4.43

219,494.00

7,941.00

3.62

XT 474 Hòn La

662,641.00

21,563.00

3.25

457,942.00

14,805.00

3.23

XT 476 Hòn La

4,190,734.00

227,176.00

5.42

4,048,272.00

147,300.00

3.64

XT 478 Hòn La

16,195,702.00

692,448.00

4.28

10,443,168.00

340,023.00

3.26

XT 371 Ba Đồn
XT 373 SG

41,073,782.00

1,243,060.00

3.03

Không VH

Không VH

15,798,670.00

509,525.00

3.23

41,024,400.00

1,901,863.00

4.64

Lưới 22kV sau
110kV Văn Hóa

19,672,839.00

436,388.00

2.22

14,714,714.00

300,190.00

2.04

Lưới 22kV sau
110kV Ba Đồn

77,278,543.00

,101,919.00

2.72

58,324,290.00

1,288,846.00

2.21

Lưới 22kV sau
110kV Hòn La

21,376,682.00

955,714.00

4.47

5,168,876.00

510,069.00

3.36

Tổng 22kV Điện
lực Quảng Trạch

118,328,064.00

3,494,021.00

2.95

8,207,880.00

,099,105.00

2.38

Tổng 35kV khu
vực Ba Đồn

56,872,452.00

1,752,585.00

3.08

1,024,400.00

1,901,863.00

4.64

KẾT QUẢ TÍNH TOÁN TTĐN LƯỚI PHÂN PHỐI HIỆN TRẠNG
Phạm vi và công cụ tính toán:
Các thông số/ số liệu đầu vào của Module Load Flow.
Các thông số cơ bản hệ thống trong tính toán.
Các thông số về cấu trúc lưới điện:
Biểu đồ phụ tải các xuất tuyến 22kV:
Để thực hiện việc tính TTĐN, ta xây dựng phép tính TTCS theo mùa ứng với đồ thị
phụ tải đặc trưng của từng mùa.
Số liệu công suất ngày điển hình mùa mưa được lấy bình quân của 31 ngày trong
tháng 3/2018 như bảng 2.8. Số liệu công suấtngày điển hình mùa khô được lấy bình quân
của 31 ngày trong tháng 7/2018 như bảng 2.9.
+ Biểu đồ công suất Tổng lưới 22kV mùa mưa như (Hình 2.5).
+ Biểu đồ công suất Tổng lưới 22kV mùa khô như (Hình 2.6).


11
Nhận xét nhìn chung hình dáng biểu đồ công suất theo mốc thời gian các xuất tuyến
tương tự nhau. Theo công suất có thể phân thành 3 nhóm chính ( sau này áp dụng tính bài

toán CAPO) gồm: Mốc thời gian cao điểm từ 10h30 đến 12h và 17h đến 20h; Mốc thời
gian thấp điểm từ 22h đến 4h; Giờ bình thường là các giờ còn lại.
+Hệ số Kđt: Hệ số đồ thị phụ tải ảnh hưởng đến TTĐN trong giai đoạn tính toán theo
cách tính của EVN.
∑
Pi, Pmax : là giá trị phụ tải đầu xuất tuyến tại các thời điểm ti và tmax.
Số liệu phụ tải.
- Số liệu các tải cơ bản Pbase nhập trong PSS/ADEPT là giá trị P trung bình của phụ
tải đó trong tháng đại diện, ví dụ tại nút tải M tháng 7/2018 có sản lượng điện nhận là A
kWh thì Pbase được nhập vào nút tải đó có gián trị là Pbase = Ptb = A/31/24.
- Chi tiết số liệu phụ tải như Phụ lục 2: Thông số phụ tải mùa mưa, mùa khô LĐPP
thị xã Ba Đồn.
Tính toán TTĐN xuất tuyến 471 Văn Hóa theo 2 phương pháp.
Các phương pháp tính
Tính TTĐN XT471 Văn Hoá theo biểu đồ công suất ngày điển hình theo từng
giờ.
Căn cứ số liệu công suất P theo giờ tại bảng 2.8 , sử dụng phần mềm PSS/ADEPT
tính toán TTCS bằng module LOAD FLOW ta có các kết quả như bảng 2.12 :
Bảng 2.4. Tổn thất công suất theo giờ XT471 Văn Hóa tính từ PSS/ADEPT
Giờ
P(kW)
P(kW)
Giờ
P(kW)
P(kW)
Giờ
P(kW)
P(kW)
Giờ
P(kW)

P(kW)

1
789
4.673
7
933
6.284
13
973
6.799
19
1702
19.979

2
769
4.472
8
1095
8.431
14
1096
8.459
20
1465
14.791

TTĐN tháng 3/2018 sẽ là:

3
746
4.259
9
1232
10.558
15
1171
8.097
21
1283
11.414

4
742
4.223
10
1646
18.667
16
1322
12.111
22
1033
7.558

At3

5
796

4.751
11
1546
16.500
17
1829
23.051
23
875
5.602

6
973
6.766
12
1057
7.892
18
1746
21.031
24
822
5.021

∑

= 14,505 x31x24+31x 4,673+4,442+4,259+4,223+……… + 5,021
= 18520,3 (kWh).
At3(%)

=18520,3/857090x100%

=

2,160

(%).


P(KW)

12

Biểu đồ công suất ngày điển hình mùa mưa tổng lưới 22kV

20000
15000
10000
5000
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

23

24

GIỜ

P(KW)

Hình 2.1 Biểu đồ công suất Tổng lưới 22kV mùa mưa

Biểu đồ công suất ngày điển hình mùa khô tổng lưới 22kV

20000
18000
16000
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000

0

GIỜ
1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

Hình 2.2 Biểu đồ công suất Tổng lưới 22kV mùa khô

18

19

20

21

22


13
Tính tổn thất điện năng theo phương pháp EVN.
Kđt

=∑

∆A

= ΔPkt.T+ ΔPmax .T.Kđt = ΔPkt x24x31+ ΔPmax x24x31x.Kđt

= 0,431 ; Pmax = 23,501 kW.

= 14,505 x31x24+23,501x24x31x0,431 = 18423,61 (kWh)
At3% =18423,61/857090x100% = 2,150 (%).
Như vậy sai lệch giữa 2 phương pháp tính là không đáng kể, tuy nhiên tính như
phương pháp 1 mặc dù độ chính cao hơn, nhưng số phép tính tăng đáng kể gia tăng khối
lượng bài toán, vì vây chọn phương pháp tính theo EVN cho toàn bộ tổng thể lưới trung
áp 22kV Ba Đồn.
Kết quả tính toán TTĐN LĐPP hiện trạng/so sánh thực hiện:
Kết quả tính toán:
Áp dụng phương pháp tính của EVN, tính toán TTĐN hiện trạng cho toàn bộ các
xuất tuyến ta có kết quả sau: Bảng 2.15: Hợp nhất kết quả tính toánvà số liệu thực hiện
So sánh kết quả thực hiện:
Từ kết quả cho thấy TTĐN tính toán cho cấp 22kV toàn Điện lực là 2,16 %, trong
khi tổn thất thực hiện toàn Điện lực là 2,23%, đây là con số chấp nhận được và phản ánh
đúng bản chất của lưới.
KẾT LUẬN CHƯƠNG 2
Trong chương, tác giả nêu ra phương pháp và thực hiện thống kê các số liệu
SXKD của Điện lực sở tại để so sánh đối chiếu với kết quả tính toán, đặc biệt là chỉ tiêu
TTĐN, một trong những chỉ tiêu quan trọng nhất đánh giá hiệu quả kinh tế của lưới phân
phối.
Tác giả cũng đã thiết lập tính toán TTĐN hiện trạng bằng phần mềm PSS/ADPET
và biểu đồ công suất ngày điển hình.Việc tính toán được thiết lập theo hai mùa: Mùa mưa
và mùa khô, sơ đồ tính toán được cật nhật đầy đủ các thông tin đến thời điểm lập luận
văn.
Các chương trình quản lý CMIS, MDMS, SCADA được vận dụng để thiết lập các
thông số đầu vào của chương trình, vì vậy nguồn số liệu là tin cậy và kết quả đầu ra là
chính xác. Nội dung của chương 2 phù hợp với chính tiêu đề của bản thân nó.

14
Bảng 2.5 Hợp nhất kết quả tính toán lưới hiện trạng 2018 và kết quả thực hiện

Ao
TT
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
I
II
III
IV

Tên xuất tuyến
XT471 Văn Hóa
XT 473 Văn Hóa
XT471 Ba Đồn
XT473 Ba Đồn
XT475 Ba Đồn
XT477 Ba Đồn
XT478 Ba Đồn
XT472 Hòn La

XT474 Hòn La
XT476 Hòn La
XT478 Hòn La
Sau TBA 110kV
Văn Hóa
Sau TBA 110kV
Ba Đồn
Sau TBA 110kV
Hòn La
TỔNG LƯỚI
22KV

Kết quả tính toán TTĐN hiện trạng năm 2018
At
Ao
At

Kết quả thực hiện TTĐN của Điện lực (%)
∑A

Thanh cái 2018
11,457,540.00
10,561,200.00
13,713,992.64
20,535,456.96
21,454,626.24
14,320,100.16
19,552,062.72
333,060.00
694,500.00

6,168,371.43
15,755,195.96

(kWh)
132446.88
112733.856
85530.24
185764.896
217771.776
116867.52
205254.72
17052.48
30087.36
203781.6
257135.328

(kWh)
109799.847
114094.3171
103178.0112
206474.4077
201651.7898
155113.3313
221684.2184
1192.734098
2318.753964
23174.03457
200762.8315

(%)

1.16
1.07
0.62
0.90
1.02
0.82
1.05
5.12
4.33
3.30
1.63

(%)
0.96
1.08
0.75
1.01
0.94
1.08
1.13
0.36
0.33
0.38
1.27

(%)
2.11
2.15
1.38
1.91

1.95
1.90
2.18
5.48
4.67
3.68
2.91

A-2017
2.11
2.32
2.20
2.85
2.88
2.59
2.79
4.43
3.25
5.42
4.28

A8T/2018
2.11
1.96
1.70
2.05
2.35
2.55
2.31
3.62

3.23
3.64
3.26

A-3/2018
2.50
1.80
1.74
2.20
2.29
2.98
2.79
3.87
3.09
3.28
3.63

A7/2018
2.04
1.61
0.29
2.16
2.59
2.61
2.57
3.16
3.29
3.49
2.69

22,018,740.00

245,180.74

223,894.16

1.11

1.02

2.13

2.22

2.04

2.17

1.84

89,576,238.72

811,189.15

888,101.76

0.91

0.99

1.90

2.72

2.21

2.40

2.17

22,951,127.39

508,056.77

227,448.35

2.21

0.99

3.20

4.47

3.36

3.52

2.92

134,546,106.11

1,564,426.66

1,339,444.28

1.16

1.00

2.16

2.95

2.38

2.57

2.23


15

CHƯƠNG 3
ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ
KINH TẾ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THỊ XÃ BA ĐỒN
3.1. TỔNG QUAN
Có nhiều giải pháp để nâng cao HQKT lưới điện, tuy nhiên trong điều kiện hạn
chế về vốn ĐTXD, tác giả chủ yếu tính xem xét các giải pháp hướng tới các mục tiêu:
1. Nâng cao khã năng tải của LĐPP hiện trạng.

2. Các giải pháp giảm TTĐN lưới điện TA mà không cần ĐTXD để cải tạo
nâng cấp lưới điện.
Điều kiện kèm theo: Đảm bảo chất lượng điện năng theo đúng qui định.
Xuất phát từ lập luận trên, tác giả đề xuất và đưa vào tính toán một số giải pháp
chính và trình tự thực hiện để nâng cao HQKT LĐPP thị xã Ba Đồn như sau:
Bước 1: Thực hiện hoán chuyển, san tải các MBA quá tải và non tải. Tách các
MBA vận hành theo mùa vụ, không có nhu cầu vận hành ra khỏi lưới điện nhằm nâng
cao khã năng tải của hệ thống thay cho việc phải đầu tư nâng công suất các TBA hoặc
lắp đặt mới TBA. Phương pháp này cũng làm giảm TTĐN tổn thất đồng qua máy
biến áp do hoán chuyển, san tải, tổn thất sắt do việc tách MBA ra khỏi lưới).
Bước 2: Thiết lập lại thông số tải đối với các MBA sau khi san tải, hoán
chuyển. Tách các MBA không vận hành ra khỏi lưới. Trên cơ sở này, thiết lập lại sơ
đồ tổng lưới 22kV thị xã Ba Đồn với tải cơ bản Pbase = Ptb .
Bước 3: Chạy TOPO sơ đồ ban đầu là kết lưới cơ bản, hệ thống bù TA được
tách ra) để tìm điểm mở tối ưu đối với hệ thống thiết bị đóng cắt hiện hữu trên lưới.
Xác định hiệu quả sau khi giải bài toán TOPO với thiết bị đóng cắt hiện có.
Bước 4: Khép vòng kín lưới điện khu vực, tính toán TTCS, xem xét đối chiếu
với kết quả TTCS sau khi xác định lại các điểm mở ở bước 3 để đánh giá. Xem xét
trào lưu công suất để bổ sung hoặc di chuyển một số thiết bị đóng cắt tại các nút phân
bố công suất trên sơ đồ. Thực chất của bước này là dựa vào trào lưu công suất để tìm
kiếm các điểm mở phù hợp hơn so với các điểm mở hiện có.
Bước 5: Chạy lại TOPO so sánh với kết quả bước 3 và xem xét việc bổ sung
các thiết bị đóng cắt tại điểm mở mới đặt thêm có hợp lý không. Trên cơ sở đó, đề xuất
lắp đặt thêm hoặc di chuyển thiết bị đóng cắt cho hợp lý.
Bước 6: Thực hiện bù tối ưu trên hệ thống bằng module CAPO theo trình tự:
- Một là: Phân bố lại vị trí các cụm bù TA 300 kVAr-24kV có sẵn trên lưới. Chi
phí đầu tư gần như bằng không, chỉ xét đến chi phí vận chuyển, lắp đặt qua vị trí mới.
- Hai là: Lắp đặt các cụm bù mới cố định, tự động sau khi đã hoán chuyển,
bố trí lại các cụm bù hiện có.
Bước 7: Hợp nhất kết quả bù, đặt các điểm bù trên sơ đồ tổng lưới chung, tính

lại TTĐN theo biểu đồ công suất 2 mùa đối với tổng lưới 22kV.


16
Bước 8: Một số giải pháp khác.
Bước 9: Xác định hiệu quả tài chính của nhóm giải pháp trên.
3.2. HOÁN CHUYỂN CÁC MBA QUÁ TẢI, NON TẢI.
3.2.1. Tổng quan:
3.2.2. Các bước lấy dữ liệu Pmax của các TBAPP thông qua CMIS và
MDMS.
3.2.3. Phương án xử lý các MBA quá tải.
Từ phụ lục 5, trích lọc dữ liệu các TBA có mức độ mang tải từ 85% trở lên ta
có 22 TBA có nguy cơ bị quá tải. Chi tiết như phụ lục 6: Danh sách các TBA có mức
mang tải từ 85% trở lên và phương án xử lý. Trong đó có 3 TBA khách hàng không
thể can thiệp được, chỉ thực hiện các thông báo cảnh báo.
Việc xử lý san tải, hoán chuyển để chống quá tải cho các TBA này theo các
trình tự như sau:
Bước 1: Bắt đầu chọn MBAcó công suất lớn nhất có nguy cơ bị quá tải.
Bước 2: Xem xét lưới hạ áp các TBA lân cận có thể chuyển tải không và mức
độ mang tải các TBA đó, nếu có thực hiện phân bố lại tải trong khu vực và cập nhật
vào sơ đồ tính toán PSS/ADEPT.
Bước 3: Nếu không đạt bước 2, thực hiện trích lọc dữ liệu theo các trường lọc
tài sản Ngành Điện) -> công suất ( lớn hơn công suất TBA đang xét 1 cấp) -> mức độ
mang tải <60%.
Bước 4: Lựa chọn theo mức độ mang tải nhỏ nhất, nếu có nhiều TBA có mức
độ mang tải tương đương, việc hoán chuyển ưu tiên cho điều kiện địa hình thuận lợi.
Thực hiện phân bố lại tải trong khu vực và cập nhật vào sơ đồ tính toán PSS/ADEPT
Bước 5: Nếu không lựa chọn được MBA với công suất lớn hơn 1 cấp, tiếp tục
xét đến các MBAcó công suất lớn hơn 2 cấp và tương tự. Trường hợp không lựa chọn
được bắt buộc phải đầu tư nâng công suất hoặc cấy trạ san tải.

Bước 6: Tiếp tục thực hiện với máy quá tải kế tiếp bắt đầu từ bước 1.
Theo nguyên tắc như vậy, tác giả đã thực hiện phương án san tải, hoán chuyển
như phụ lục 6 cho 19 TBA có nguy cơ có quá tải và tiết kiệm được việc phải đầu tư bổ
sung thêm 1700kVA. Nếu tính bình quân suất đầu tư cho 1,5 triệu/1 kVA thì giá trị
làm lợi đạt được là 2,55 tỷ. Chi tiết như phụ lục 6: Danh sách các TBA có mức mang
tải từ 85% trở lên và phương án xử lý.
Phân bố công suất và mức độ mang tải sau thi thực hiện như phụ lục 7: Phân bổ
công suất và mức độ mang tải sau khi san tải, hoán chuyển.


17
3.2.4. Phương án xử lý các MBA non tải.
Từ phụ lục 5, trích lọc dữ liệu các TBA không hoạt động để tách ra khỏi lưới.
Trích lọc các TBA có mức độ mang tải nhỏ hơn 20% và công suất lớn hơn 100kVA .
Từ đây đề xuất phương án thực hiện để giảm tình trạng này như phụ lục 8: Thống kê
các tba không sử dụng, chưa khai thác, hoặc mức mang tải nhỏ hơn 20% và phương án
xử lý.
Kết quả với phương án xử lý tại phụ lục 8 trên ta tách được 23 TBA ra khỏi
lưới, trong đó 19 TBA tác hẳn và 04 TBA vận động các khách có 2 MBA sử dụng dồn
tải sang trạm còn lại.
Thống kê số máy biến áp và Po từng xuất tuyến sau tách MBA không vận
hành, gộp máy biến áp non tải như phụ lục 9: Thống kê tổn thất không tải sau khi tách
trạm không sử dụng, gộp trạm non tải.
Theo phụ lục 9: Tổn thất ∑ Po toàn LĐPP của Điện lực Quảng Trạch giảm
tương ứng là là 16,995 kW. Số tiền làm lợi sơ bộ tính toán trong một năm là:
16,995kW x 1695đ/kWh x 8760 giờ= 252.345.159,0 đồng.
3.3. TÍNH TOÁN TRÀO LƯU CÔNG SUẤT, XÁC ĐỊNH ĐIỂM MỞ TỐI ƯU.
3.3.1. Trào lưu công suất và tổn thất công suất tại chế độ Pbase cho tổng
lưới.
Để xác định trào lưu công suất và tổn thất công suất trước khi chạy bài toán

TOPO ta thực hiện các bước sau
- Thực hiện chuyển tải các xuất tuyến về dạng cơ bản Pbase, Qbase.
- Ghép các sơ đồ lưới các xuất tuyến về chung 1 sơ đồ với các nút thiết lập không được
trùng tên.
- Tách tất cả các cụm bù trung áp ra khỏi lưới. Kiểm tra cập nhật các thay đổi trên sơ
đồ lướit hực hiện tại mục 3.2.
- Các điểm mở theo kết lưới cơ bản như hiện trạng gồm có
Bảng 3.1 Thống kê các mạch vòng và điểm mở hiện trạng
TT
Tên mạch vòng
Điểm mở
Từ xuất tuyến
Đến xuất tuyến
1
471 Văn Hóa
473 Văn Hóa
L274_QHOA
2
473 Ba Đồn
478 Ba Đồn
488_PHAP_KE
3
473 Ba Đồn
475 Ba Đồn
89-4CHOXEP
4
475 Ba Đồn
471 Ba Đồn
L51NTOM
5

477 Ba Đồn
478 Ba Đồn
FCO9-4QHUNG
6
477 Ba Đồn
478 Ba Đồn
DCL85-1QXUAN
7
477 Ba Đồn
478 Ba Đồn
471RON
8
477,478 Ba Đồn
478 Hòn La
472RON
- Chạy bài toán LOAD FLOW của PSS/ADEPT ta có kết quả.


18
P1 = 198,97 kW;
Q1 = 403,30 kW.
- Chi tiết như phụ lục 10: Kết quả tính TTCS lưới 22kV hiện trạng chế độ Pbase.
3.3.2. Chạy bài toán TOPO với thiết bị đóng cắt hiện trạng.
- Thực hiện chạy bài toán TOPO với thiết bị đóng cắt hiện trạng ta có kết quả
chỉ thay đổi 02 điểm mở:
- Các điểm mở thay đổi như bảng 3.2.
Bảng 3.2. Thống kê các mạch vòng và điểm mở sau khi chạy TOPO

1
2

3
4
5
6
7
8

với thiết bị đóng cắt hiện trạng
Điểm mở
Điểm mở
Tên mạch vòng
củ
Mới
Từ xuất tuyến
Đến xuất tuyến
471 Văn Hóa
473 Văn Hóa
L274_QHOA
473 Ba Đồn
478 Ba Đồn
488_PHAP_KE 15-4QP6
473 Ba Đồn
475 Ba Đồn
89-4CHOXEP
L83 SVD
475 Ba Đồn
471 Ba Đồn
L51NTOM
FCO9477 Ba Đồn
478 Ba Đồn

4QHUNG
DCL85477 Ba Đồn
478 Ba Đồn
1QXUAN
477 Ba Đồn
478 Ba Đồn
471RON
477,478 Ba Đồn
478 Hòn La
472RON
Kết quả sau khi thiết lập với 2 điểm mở mới, tổn thất công suất sẽ là:
P2 = 196,74 kW độ giảm P1- P2 = 2,23 kW
Q2 = 401,49 kVAr độ giảm Q1- Q2 = 1,172 kVAr
3.3.3. Tính tổn thất công suất với vòng kín tổng lưới và dự kiến lắp đặt hoán
chuyển một số thiết bị đóng cắt để tìm điểm mở tối ưu.
Khép vòng toàn lưới chạy LOAD FLOW ta có kết quả:
P3 = 190,42 kW
Q3 = 399,206

Thấy rằng giữa kết quả khép vòng kín và chạy TOPO với thiết bị đóng cắt hiện
trạng còn có khoảng chênh đáng kể, từ đó ta dò tìm trào lưu công suất để thay đổi di
chuyển một số thiết bị đóng cắt hoặc lắp mới tại điểm phân công suất.
Trên cơ sở này, dự kiến lắp đặt và di chuyển các thiết bị đóng cắt như sau:
- Lắp thêm 01 LBS tại BD3.M142 về phía 15-4QP6 điểm mở của vòng này
hiện tại sau khi chạy bài toán TOPO với điểm mở hiện trạng là 15-4QP6)


19
-L260-QHOA cho vòng 471 Văn Hóa và 473 Văn Hóa
điểm mở L274-QHOA);

dự kiến di chuyển

-L85 SVD ( dự kiến di chuyển điểm mở L83SVD) cho vòng nối 473 Ba Đồn và
475 Ba Đồn;
-L29-TULOAN ( dự kiến thay thế điểm mở FCO9-4QHUNG) cho vòng nối
477 Ba Đồn và 478 Ba Đồn.
- Các điểm mở khác khi dò trào lưu công suất đã tương đối hợp lý nên không
cần thiết thay đổi.
- Kết quả chạy bải toán TOPO với thiết bị đóng cắt trước khi chạy là trạng thái
sau khi chạy TOPO với thiết bị đóng cắt hiện trạng, cho thấy kết việc di chuyển, lắp
thêm là hợp lý (đều mở tại các nút lắp thêm ).
Bảng 3.3. Thống kê các mạch vòng và điểm mở sau khi chạy TOPO
với thiết bị đóng cắt lắp mới và di chuyển
TT
1
2
3
4
5

Tên mạch vòng
Từ xuất tuyến
Đến xuất tuyến
471 Văn Hóa
473 Văn Hóa

Điểm mở
củ
L274_QHOA

473 Ba Đồn
473 Ba Đồn
475 Ba Đồn

478 Ba Đồn
475 Ba Đồn
471 Ba Đồn

15-4QP6
L83 SVD
L51NTOM

477 Ba Đồn

478 Ba Đồn

477 Ba Đồn
477 Ba Đồn
477,478 Ba Đồn

478 Ba Đồn
478 Ba Đồn
478 Hòn La

FCO9-4QHUNG
DCL851QXUAN
471RON
472RON

6
7
8

Điểm mở
mới
L260_QHOA
L142478PHAPKE
L85 SVD
L51NTOM
LBS29TLOAN
DCL851QXUAN
471RON
472RON

Kết quả tại phụ lục 12: Kết quả chạy TOPO sau khi di chuyển và lắp mới thiết
bị đóng cắt
P4 = 195,43 kW độ giảm P2- P4 = 1,33 kW
Q4 = 400,67 kVAr độ giảm Q2- Q4 = 0,16 kVAr
Với việc lắp mới L142-478PHAPKE và LBS-29TLOAN và di chuyển
L274_QHOA và L83 SVD đến các vị trí mới.
3.4. XÁC ĐỊNH BÙ TỐI ƯU TRÊN LƯỚI TRUNG ÁP BẰNG MODULE
CAPO.
3.4.1. Thiết lập các thông số kinh tế đầu vào bài toán CAPO.
- Giá bán điện năng tác dụng: Bằng giá bình quân đang thực hiện của PC Quảng
Bình năm 2018: 1695 đồng/ kWh/ - Giá bán điện năng phản kháng: 0 đồng.
- Lãi suất vay: 8%/năm; Trượt giá 2%/năm.


20

-Suất đầu tư cho cụm bù cố định có sẵn: 15000 đồng /kVAr;
- Suất đầu tư cụm bù cố định lắp mới: 150.000 đồng/ 1kVAr;
- Suất đầu tư cho cụm bù ứng động: 650.000,0 đồng/kWh;
- Đời sống của dự án 15 năm.
- Chi phi bảo trì, bảo dưỡng tụ bù cố định : 4500 đồng/ kVAr.năm 3%
- Chi phi bảo trì, bảo dưỡng tụ bù ứng động:19500 đồng/ kVAr.năm 3% .
3.4.2. Các thông số kỹ thuật đầu vào:
+ Giờ cao điểm (9g30-11g30&17g-20g), tổng cộng 5 giờ chiếm tỷ lệ 5/24 =
21%. Khoảng thời gian mùa mưa và mùa khô tương đương nhau là 6 tháng nên Pcdkho = Pcd-mưa = 10,5% =0,105.
+ Mốc thời gian thấp điểm từ 22h đến 4h, tổng cộng thời gian 6 giờ chiếm tỷ lệ
25%. Tương tự Ptd-kho = Ptd-mua = 0,125
+ Giờ bình thường là các giờ còn lại, chiếm tỷ lệ 54%. Pbt-kho = Pbt-mua =
0,27.
Bảng 3.3. Load snapshots cho bài toán CAPO với tổng thể lưới điện vùng
Mùa khô

Mùa mưa

Pcđ kW

18095

17079

Pcd-kho và Pcd-mua

Kscale

0,999

0,943

Hệ số tỷ lệ Pcd-kho(mua)/Pbase

pu

0,105

0,105

Tỷ lệ thời gian trong năm

bình Pcđ kW

16483

13634

Pbt-kho và Pbt-mua

Kscale

0,910

0,753

Hệ số tỷ lệ Pbt-kho(mua)/Pbase

pu

0,27

0,27

Tỷ lệ thời gian trong năm

Pcđ kW

15327

10204

Ptd-kho và Ptd-mua

Kscale

0,846

0,564

Hệ số tỷ lệ Ptd-kho(mua)/Pbase

pu

0,125

0,125

Tỷ lệ thời gian trong năm

Khoảng thời
gian
Giờ cao điểm

Giờ
thường

Giờ thấp điểm

Thông số

Ghi chú

3.4.3. Giải bài toán bù tối ưu bằng Module Capo:
Thực hiện giải bài toán CAPO 2 bước:
Bước 1: Chạy bài toán bù tối ưu từ nguồn 6 cụm bù 300 kVAr cố định có sẵn.
Bước 2: Tìm các điểm bù lắp đặt mới.

TT
1
2

3.4.3.1. Kết quả chạy bước 1:
Bảng 3.4: Vị trí các cụm bù cố định hiện có sau khi di chuyển.
Tên vị trí
Thuộc XT
Dung lượng
Ghi chú
/NODE
BD8.3RM29

XT478 Ba Đồn
3x100 kVAr Di chuyển cụm bù hiện có
HL8.16/200
XT478 Hòn La
3x100 kVAr Di chuyển cụm bù hiện có


21
3
4
5
6

BD3.3M157
VH3.M241
VH1.M249
BD7.M103

XT473 Ba Đồn
XT473 Văn Hóa
XT471 Văn Hóa
XT477 Ba Đồn

3x100 kVAr
3x100 kVAr
3x100 kVAr
3x100 kVAr

Di chuyển cụm bù hiện có
Di chuyển cụm bù hiện có

Di chuyển cụm bù hiện có
Di chuyển cụm bù hiện có

+ Tổn thất công suất P giảm theo CAPO: 5,22 kW.
+ Tổn thất công suất P giảm theo CAPO: 8,43 kVAr.
3.4.3.2. Kết quả chạy bước 2:
Lắp đặt bổ sung 4 cụm bù cố định 3x50 kVAr tại các nút sau:

TT
1
2
3
4

Bảng 3.5: Vị trí các cụm bù cố định và ứng động lắp bổ sung.
Tên vị
trí/NODE
Thuộc XT
Dung lượng Ghi chú
BD8.4RM56
XT478 Hòn La
3x50 kVAr Lắp đặt mới
BD5.M156
XT475 Ba Đồn
3x50 kVAr Lắp đặt mới
BD1.M108
XT471 Ba Đồn
3x50 kVAr Lắp đặt mới
3x50 kVAr Lắp đặt mới củ XT475
BD5.M22/83

XT473 Ba Đồn
+ Tổn thất công suất P giảm theo CAPO: 1,19 kW.

+ Tổn thất công suất P giảm theo CAPO: 1,97 kVAr.
Kết quả chạy điểm mở tối ưu sau khi bù:
Kết quả chạy bài toán xác định điểm mở tối ưu sau khi bù tại các chế độ tải là
không thay đổi, do đó các điểm bù và điểm mở là hợp lý và không thay đổi theo mùa.
Chi tiết như phụ lục 15: Xác định điểm mở tại các chế độ sau khi bù.
Kết quả kiểm tra điện áp sau khi bù ở chế độ tải Pmin:
Không có nút nào quá điện áp khi chạy trào lưu công suất tại chế độ Pmin
3.5. TÍNH TOÁN TTĐN SAU KHI THỰC HIỆN CÁC GIẢI PHÁP.
Tương tự như việc tính TTĐN lưới hiện trạng, chia hai mùa mùa mưa, mùa
khô) với biểu đồ công suất tổng toàn lưới và hệ số đồ thị tại bảng 2.8 và bảng 2.9, ta có
các kết quả tính TTĐN lưới điện sau khi thực hiện các giải pháp như bảng 3.5.
Kết quả tính toán cho thấy:
- Tổn thất điện năng sau khi thực hiện các chuỗi giải pháp đồng bộ nêu
trêngiảm 272.630,89 kWh/năm, tương đương với 0,21% tổn thất toàn Điện lực Quảng
Trạch.
- Thành phần không tải giảm 144.990,72 kWh, tương đương với việc giảm
0,105% tổn thất toàn Điện lực Quảng Trạch. Thành phần này giảm là do việc tách các
MBA ngừng hoạt động, gộp một số TBA non tải.
- Thành phần mang tải giảm 127.640,17 kWh, tương đương với việc giảm
0,095% tổn thất toàn Điện lực Quảng Trạch. Thành phần này giảm là do việc hoán
chuyển các MBA non tải, quá tải, san tải giữa các TBA, xác định điểm mở tối ưu và bù
tối ưu trên lưới phân phối.


22
3.5.1. Kết quả tính TTĐN sau khi thực hiện các giải pháp :
Bảng 3.7: Kết quả tính toán TTĐN sau khi phối hợp các phương án

TT

Mùa

2

Mùa mưa tháng
điển hình
Mùa khô (tháng
điển hình

3

Toàn năm

1

Thanh cái
(kWh)

po
(kW)

pmax
(kW)

Ksđ

Ao
(kWh)

At
(kWh)

A
(kWh)

Ao
(%)

At
(%)

A
(%)

10,039,623

158.99

215.08

0.52

118,286.33

82,417.18

200,703.50

1.18

0.82

2.00

12,384,727

158.99

229.23

0.70

118,286.33

119,251.07

237,537.40

0.96

0.96

1.92

134,546,106

158.99

1,419,435.94

1,210,009.47

2,629,445.41

1.05

0.90

1.95

3.5.2. So sánh với kết quả tính toán TTĐN lưới điện hiện trạng:
Bảng 3.8: Tổng hợp kết quả TTĐN sau khi thực hiện các giải pháp và so sánh với TTĐN tính toán lưới hiện trạng:
T
T

Tên xuất tuyến

A SAU THỰC HIỆN GIẢI PHÁP
B TÍNH TOÁN HIỆN TRẠNG
C CHÊNH LỆCH B-A)

Kết quả tính toán TTĐN
At
A
(kWh)
(kWh)

Thanh cái 2018

Ao
(kWh)

Ao
(%)

At
(%)

A
(%)

134,546,106

1,419,435.94

1,210,009.47

2,629,445.41

1.05

0.90

1.95

134,546,106

1,564,426.66

1,337,649.64

2,902,076.30

1.16

0.99

2.16

0.00

144,990.72

127,640.17

272,630.89

0.11

0.09

0.21


23
3.6. CÁC GIẢI PHÁP KHÁC
3.6.1. Các giải pháp về QLKT và Vận hành lưới điện:
3.6.2. Nhóm giải pháp về công tác kinh doanh:

3.6.2.1. Công tác tổng hợp, phân tích TTĐN:
3.6.2.2. Công tác ghi chữ và phúc tra ghi chữ:
3.6.2.3. Quản lý hệ thống đo đếm:
3.6.2.4. Kiểm tra sử dụng điện và t y n tr yền phòng ng a trộm c p điện:
3.6.3. Nhóm giải pháp về tổ chức quản lý:
3.6.4. Nhóm giải pháp về ĐTXD:
3.6.4.1. Nguyên t c ĐTXD.
3.6.4.2. Định hướng ư ti n đầ tư:
a. Nguồn vốn các ban quản lý dự án:
b. Đối với nguồn vốn giao QBPC đầu tư:
3.7. PHÂN TÍCH HIỆU QUẢ TÀI CHÍNH GIẢI PHÁP
3.7.1. Dòng chi phí:
Hạng mục/diễn giải
Chi phí san tải/ hoán chuyển các
trạm biến áp
Chi phí/ thủ tục tách các TBA
không tải/ gom các TBA non tải

ĐVT

KL

Trạm

35

Trạm

23

3

Di chuyển các cụm bù cố định

kVAr

1,800

4

Lắp đặt các cụm bù mới

kVAr

600

5

Di chuyển các thiết bị đóng cắt

Cụm

2

Cụm

2

TT
1

2

6

Lắp đặt mới cụm thiết bị đóng cắt
LBS
Tổng cộng

Đơn giá (đ)

Thành tiền (đ)

Ghi chú
Cho 19 TBA

20,000,000

700,000,000 quá tải

3,000,000

69,000,000

15,000

27,000,000

150,000

90,000,000

10,000,000

20,000,000

200,000,000

400,000,000
1,306,000,000

6 cụm
4 cụm

Các khoản chi phí được đưa vào năm thứ nhất của dự án.
3.7.2. Dòng thu.
- Giảm được chi phí đầu tư do hoán chuyển máy quá tải, non tải và tiết kiệm được
việc phải đầu tư 1700 kVA. Nếu tính bình quân suất đầu tư cho 1 kVA là 1,5 triệu thì giá trị
làm lợi cho mục này là 2,550 triệu. Khoản thu này được nhập vào đầu năm thứ 2 của dự án.
- Tổn thất điện năng sau khi thực hiện các chuỗi giải pháp đồng bộ nêu trên giảm
272.630 kWh/nămtương đương với 0,21% tổn thất toàn Điện lực.
3.7.3. Các thông số khác.
- Điện thanh cái tổng lưới 22kV khu vực thị xã Ba Đồn,: 134.546.106 kWh/năm.
- Mức độ tăng trưởng bình quân khu vực: 9%/năm.
- TTĐN trước đầu tư: 2,16%
- TTĐN sau đầu tư: 1,95%.
- Chi phí vận hành bảo dưỡng: 3%.
- Chi phí khấu hao: 10%/năm.
- Lãi vay vốn bình quân: 8%/ năm.
- Thuế giá trị gia tăng 10%.