Tính toán bù tối ưu công suất phản kháng cho lưới điện phân phối công ty điện lực Quảng Bình

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

HÀ SƠN HẠ LONG

TÍNH TOÁN BÙ TỐI ƯU CÔNG SUẤT
PHẢN KHÁNG CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
CÔNG TY ĐIỆN LỰC 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. NGUYỄN THỊ ÁI NHI

Phản biện 1: PGS.TS. ĐINH THÀNH VIỆT

Phản biện 2: TS. LÊ KỶ

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 - ĐHĐN


1

MỞ ĐẦU
1. Lý do lựa chọn đề tài
Sự phát triển của Ngành điện đi cùng với sự phát triển của đất nước, sự biến
động của Ngành điện sẽ mang lại những ảnh hưởng không nhỏ đến tình hình kinh tế,
chính trị, xã hội của một Quốc gia. Trong thời kỳ hội nhập kinh tế quốc tế, vai trò của
Ngành điện ngày càng đặc biệt quan trọng. Chúng ta biết rằng trong vòng những năm
tới, nguy cơ thiếu hụt điện năng là điều không thể tránh khỏi vì lý do là các trung tâm
Thủy điện, Nhiệt điện, Điện khí lớn gần như đã được khai thác triệt để. Đồng thời,
các nhà máy điện thường được xây dựng ở nơi gần nguồn nhiên liệu hoặc chuyên chở
nhiên liệu thuận lợi, trong khi đó các trung tâm phụ tải lại ở xa, do vậy phải dùng lưới
truyền tải để chuyển tải điện năng đến các phụ tải. Vì lý do an toàn người ta không

cung cấp trực tiếp cho các phụ tải bằng lưới truyền tải mà dùng lưới phân phối. Đây
là khâu cuối cùng của hệ thống điện đưa điện năng đến hộ tiêu dùng.
Lưới phân phối thường được phân bố trên diện rộng, gồm nhiều nhánh nút phụ
tải, vì vậy khi truyền năng lượng trên đường dây đến các hộ tiêu thụ sẽ gây nên tổn
thất công suất, tổn thất điện năng, làm giảm chất lượng điện năng … trong khi nhu
cầu tiêu thụ điện năng ngày càng cao, đòi hỏi đáp ứng đầy đủ kịp thời không chỉ về
số lượng mà cả về chất lượng. Để hạn chế các vấn đề trên, người ta đưa ra phương
pháp như hoàn thiện cấu trúc lưới, điều chỉnh điện áp, bù công suất phản kháng…
Vì vậy, việc nghiên cứu giải quyết các vấn đề kỹ thuật trong lưới phân phối nói
riêng và hệ thống điện nói chung là một nhu cầu tất yếu đối với hệ thống điện Việt
Nam.
Do đặc thù phụ tải điện của hệ thống điện miền Trung nói chung và của Công

ty Điện lực Quảng Bình nói riêng thì phụ tải giờ cao điểm và giờ thấp điểm thường
lệch nhau rất lớn nên giờ cao điểm thường thiếu công suất trong khi đó vào giờ thấp
điểm thì công suất phản kháng lại phát ngược về nguồn.
Xuất phát từ các lý do trên, hiện nay EVNCPC đang giao chương trình tính
toán bù cho các Công ty Điện lực [4] yêu cầu bù tại các thanh cái trạm biến áp 110
KV và trung áp ở các tỉnh thành trong đó có tỉnh Quảng Bình. Ngoài ra do sự phát
triển thay đổi lưới điện chưa đồng bộ cộng với việc các phụ tải liên tục thay đổi trong
những năm qua dẫn đến vị trí lắp đặt tụ bù không còn hợp lý nữa nên việc nghiên cứu
tính toán bù tối ưu lưới điện phân phối cho Công ty Điện lực Quảng Bình và các tỉnh
thành khác là vấn đề cấp thiết và quan trọng.
2. Mục đích nghiên cứu

2

- Phân tích các chế độ làm việc hiện hành của lưới phân phối Công ty Điện lực
Quảng Bình.
- Tìm hiểu các chế độ bù công suất phản kháng hiện tại trên lưới phân phối của
Công ty Điện lực Quảng Bình.
- Ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính toán lựa chọn dung lượng bù và vị
trí bù hợp lý nhằm giảm tổn thất cho lưới điện để tăng hiệu quả kinh tế cho lưới phân
phối 22KV Công ty Điện lực Quảng Bình.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
- Đối tượng nghiên cứu:

Nghiên cứu về mặt lý thuyết và thực tiễn các vấn đề liên quan đến bù tối ưu
công suất phản kháng cho lưới điện phân phối tỉnh Quảng Bình, tính toán bù bằng
phần mềm PSS/ADEPT.
- Phạm vi nghiên cứu:
+ Phương pháp tính toán các chế độ làm việc trong lưới phân phối.
+ Giải pháp bù cho lưới phân phối.
+ Phần mềm PSS/ADEPT để tính toán giải tích mạng điện và ứng dụng modul
CAPO để tính toán bù tối ưu cho lưới phân phối Công ty Điện lực Quảng Bình
4. Tên đề tài
Căn cứ mục đích, đối tượng, phạm vi và phương pháp nghiên cứu, đề tài được
đặt tên: “Tính toán bù tối ưu công suất phản kháng cho lưới điện phân phối
Công ty Điện lực Quảng Bình”.

5. Bố cục luận văn
Trên cơ sở mục đích nghiên cứu, đối tượng và phạm vi nghiên cứu, nội dung
đề tài dự kiến như sau:
- Chương mở đầu.
- Chương 1: Tổng quan về lưới điện và bù công suất phản kháng.
- Chương 2: Cơ sở lý thuyết bù công suất phản kháng.
- Chương 3: Giới thiệu về phần mềm PSS/ADEPT và các ứng dụng trong lưới
phân phối.
- Chương 4: Ứng dụng PSS/ADEPT tính toán bù tối ưu cho lưới điện phân
phối Công ty Điện lực Quảng Bình.

3

CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
VÀ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG
1.1. Tổng quát lưới điện phân phối
1.2. Các biện pháp nâng cao hiệu quả kinh tế vận hành LĐPP
1.3. Công suất phản kháng
1.3.1. Khái niệm công suất phản kháng
1.3.2. Sự tiêu thụ công suất phản kháng
1.3.3. Các nguồn phát CSPK
1.4. Kết luận chương 1

LĐPP cung cấp điện năng trực tiếp cho phụ tải nên yêu cầu chất lượng điện
năng cao nhất. Mặt khác LĐPP có nhiều ảnh hưởng đến các chỉ tiêu kinh tế-kỹ thuật
của hệ thống điện, nên việc nghiên cứu thiết kế, vận hành tối ưu LĐPP sẽ đem lại lợi
ích rất lớn. Có nhiều biện pháp nâng cao hiệu quả kinh tế vận hành LĐPP, trong đó
biện pháp bù CSPK là một trong những biện pháp hữu hiệu.
Ngoài yêu cầu công suất tác dụng, phụ tải còn yêu cầu công suất phản kháng,
mặc dù nó không sinh ra công, nhưng cần thiết tạo ra từ trường trong quá trình
chuyển hóa điện năng. Vì lý do kinh tế người ta không chế tạo các máy phát có khả
năng phát nhiều công suất phản kháng cho phụ tải. Vì vậy cần thiết phải nghiên cứu
bù CSPK để đáp ứng cho phụ tải.

4

CHƯƠNG 2
CƠ SỞ LÝ THUYẾT BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG
2.1. Tổng quan về bù công suất phản kháng lưới điện phân phối
2.1.1. Khái niệm bù công suất phản kháng
2.1.2. Hệ số công suất và sự điều chỉnh
2.1.3. Mục tiêu và lợi ích bù công suất phản kháng
2.2. Bù tự nhiên lưới điện phân phối
2.2.1. Điều chỉnh điện áp
2.2.2. Nghiên cứu các phương thức vận hành tối ưu
2.2.3. Nâng cao hệ số công suất tự nhiên

2.3. Bù kinh tế lưới điện phân phối
2.3.1. Khái niệm dòng tiền tệ
2.3.2. Công thức tính giá trị tương đương cho các dòng tiền tệ đơn và phân bố đều
2.3.3. Phương pháp giá trị hiện tại
2.3.4. Bù tối ưu theo phương pháp phân tích động theo dòng tiền tệ
Để xác định dung lượng bù tối ưu, cần phải xây dựng hàm mục tiêu, đó là hàm
lợi ích thu được khi đặt bù, bao gồm các lợi ích thu được trừ đi các chi phí do đặt bù.
Hàm này phải đạt giá trị cực đại và có 6 thành phần [1, tập 1, tr. 300]:
Z = Z1 + Z 2 + Z3 + Z 4 + Z5 + Z 6
(2.3)
Z 1 = T. N e . (cP. P + cQ. Q )

(2.4)

Thành phần Z 2 là lợi ích thu được trên hệ thống điện do giảm được yêu cầu
công suất tác dụng ở thời điểm đỉnh của phụ tải vì giảm được tổn thất công suất tác
do bù: Z 2 = P .c p .k td .N e
(2.10)
Thành phần Z3 là lợi ích thu được ở trạm khu vực hay tram trung gian do giải
phóng được công suất máy biến áp. Z3 = S .csNe
(2.11)
Thành phần Z4 là lợi ích của hệ thống điện do việc đặt bù tính từ thanh cái cao
áp của trạm khu vực trở lên do đặt dung lượng bù Qbj tại nút j: Z4 = Cq . Q bj .N e (2.12)
Thành phần Z5 là chi phí lắp đặt và vận hành thiết bị bù tại nút j:

Z 5 = (q0 + N e .Cbt ).Qbj

(2.13)

Thành phần Z6 là chi phí tổn thất điện năng bên trong thiết bị bù có dung lượng
Q bj tại nút j : -Z6 = Pb .T .g p .N e .Qbj
(2.15)
Các thành phần Z 2 ,Z 3 ,Z 4 là lợi ích trên lưới hệ thống và lưới truyền tải chỉ có


5

thành phần Z 1 là lợi ích của LĐPP, do đó hàm mục tiêu tính toán của lưới phân phối



Ri
X

T
.
N
.
+g q . 2i

e  g p .
là: Z pp = Z 1 -Z 5 -Z 6 = - 
2
iD U i
iD U i










+ 2.T .N e . g p .
iD

Ri Qi
X .Q
+g q . i 2 i
2
Ui
iD U i


 .Q 2 +

bj




 − (1 + 0,03N e ).q 0 − T .Pb .g p .N e .Qbj



(2.16)

Trong biểu thức Z pp có hệ số của Q bj2 nhỏ hơn không, do đó Z pp đặt cực đại khi:
Zpp
= 0 , từ đó tính được giá trị Q bj tối ưu tại nút j là:
Qbj

RQ
X .Q 
2.T .N e . cP. i 2i +cQ. i 2 i  − (1 + 0,03N e ).q0 − T .Pb .cP.N e
iD U i

 iD U i

Q bj =

R
X 
2.T .N e . cP. i2 +cQ. 2i 
iD U i 
 iD U i

(2.17)

Xét trong khoảng thời gian tính toán N năm, với hệ số chiết khấu r% và lạm
phát i%, mà Z pp = Z 1 - Z 5 - Z 6 >0 tức là NPV >0 thì phương án khả thi về mặt tài
chính, nghĩa là có thể đầu tư lắp đặt tụ bù tại nút j. Vậy điều kiện lắp đặt tụ bù tại nút
j là Z pp >0 

RQ
X .Q 
2.T .N e . cP . i 2 i +cQ. i 2 i  − (1 + 0,03N e ).q0 − T .Pb .cP.N e
iD U i
iD U i



Q bj <
(2.18)

Ri
Xi 
T .N e . cP. 2 +cQ. 2 
iD U i 
 iD U i

2.4. Kết luận chương 2
- Trong luận văn này, phương pháp bù được chọn dựa trên cơ cở phân tích
động theo dòng tiền tệ.

- Mục tiêu của việc bù CSPK để giảm tổn thất công suất dẫn đến giảm tổn thất
điện năng. Do đó nâng cao hiệu quả kinh tế.
- Chấp nhận một số giản ước khi tính toán bù kinh tế cho lưới điện phân phối :
- Bài toán giải riêng cho từng trục chính.
- Giả thiết đồ thị phụ tải của trạm phân phối như nhau và giống như đồ thị phụ
tải đo được ở đầu trục chính.
- Công suất tụ là biến rời rạc. Giá tiền đơn vị tụ bù có quan hệ không tuyến tính
với công suất tụ bù.
- Bài toán tìm luật điều chỉnh tụ bù được giải riêng độc lập với bài toán tìm
công suất bù max.

6

CHƯƠNG 3
GIỚI THIỆU PHẦN MỀM PSS/ADEPT VÀ CÁC ỨNG DỤNG TRONG LƯỚI
ĐIỆN PHÂN PHỐI
3.1. Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT
3.1.1. Khái quát chung
Phần mềm tính toán lưới điện PSS/ADEPT (Power System Simulator/
Advanced Distribution Engineering Productivity Tool) của hãng Shaw Power
Technologies là phần mềm tiện ích mô phỏng hệ thống điện và là công cụ phân tích
lưới điện phân phối với các chức năng sau:
Tính toán về phân bố công suất.

Tính toán điểm mở tối ưu (TOPO).
Tính toán ngắn mạch.
Tối ưu hoá việc lắp đặt tụ bù (CAPO).
Phân tích bài toán khởi động động cơ.
Phân tích sóng hài.
Phối hợp các thiết bị bảo vệ.
Phân tích độ tin cậy lưới điện.
Trong khuôn khổ của luận văn, chỉ sử dụng hai chức năng của phần mềm
PSS/ADEPT để tính toán và phân tích lưới điện. Đó là:
Tính toán về phân bố công suất.
Tối ưu hoá việc lắp đặt tụ bù (CAPO).
Do đó, dưới đây sẽ đi vào giới thiệu hai chức năng trên của phần mềm

PSS/ADEPT.
3.1.2. Tính toán phân bố công suất
3.1.3. Tối ưu hóa việc lắp đặt tụ bù
Tối ưu hoá vị trí lắp đặt tụ bù trên lưới là tính toán vị trí lắp đặt tụ bù trên lưới
sao cho kinh tế nhất (nghĩa là sao cho số tiền tiết kiệm được từ việc đặt tụ bù lớn hơn
số tiền phải bỏ ra để lắp đặt tụ bù).
CAPO đặt tụ bù cố định lên lưới cho đến khi xảy ra điều kiện dừng. Sau đó tụ
bù ứng động được đặt lên lưới cho đến khi xảy ra điều kiện dừng tương ứng của tụ bù
ứng động. Tổng chi phí của quá trình tối ưu là chi phí lắp đặt và bảo trì của tất cả các
tụ đã được đóng lên lưới; chi phí tiết kiệm tổng là tổng của các chi phí tiết kiệm thu
lại được của từng tụ bù. CAPO có thể đặt nhiều tụ bù cố định và/hoặc nhiều tụ bù

7

ứng động tại mỗi nút. PSS/ADEPT sẽ gộp các tụ bù này thành một tụ bù cố định
và/hoặc một tụ bù ứng động. Tụ bù ứng động đơn sẽ có nấc điều chỉnh tương ứng và
lịch đóng cắt tụ sẽ biểu diễn các bước đóng cắt của từng tụ bù đơn.
3.1.4. Thuận lợi và khó khăn khi sử dụng phần mềm PSS/ADEPT.
3.2. Các bước thực hiện khi ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT
3.2.1. Thu thập, xử lý và nhập số liệu lưới điện cần tính toán trên PSS/ADEPT
3.2.2. Thể hiện lưới điện trên giao diện đồ hoạ của PSS/ADEPT
3.3. Kết luận chương 3
Phần mềm PSS/ADEPT là phần mềm có thể ứng dụng mô phỏng lưới điện

phân phối. Qua đó tính toán được phân bố công suất, điện áp và hệ số cos tại các
nút. Đồng thời từ sơ đồ lưới mô phỏng ứng dụng tính toán các bài toán như phân tích
độ tin cậy, tìm điểm mở tối ưu, bù tối ưu công suất phản kháng…
Xây dựng cơ sở dữ liệu cho chương trình PSS/ADEPT trên cơ sở thông số cấu
trúc lưới phân phối Công ty Điện lực Quảng Bình.


8

CHƯƠNG 4
ỨNG DỤNG PSS/ADEPT TÍNH TOÁN BÙ TỐI ƯU CHO
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI CÔNG TY ĐIỆN LỰC QUẢNG BÌNH

4.1. Tổng quan
4.2. Đánh giá tình hình tổn thất điện năng lưới điện Quảng Bình:
4.2.1. Tình hình tổn thất điện năng:
Tình hình tổn thất điện năng được được thống kê trong Bảng 4.1.
4.2.2. Nhận xét:
Qua bảng thống kê sản lượng điện thương phẩm nhận thấy rằng phụ tải phát
triển hàng năm từ khoảng 8 đến 10% trên 1 năm. Đồng thời với kết quả thống kê trên
so sánh giữa sản lượng điện nhận được và sản lượng điện thương phẩm thì lượng điện
tổn thất tương đối cao.
Bảng 4.1: Tình hình tổn thất điện năng từ năm 2014 - 2017
Điện nhận
(kW)

Điện thương
phẩm (kW)

Tổn thất
(kW)

Tỷ lệ tổn thất
(%)

2015

552,751,902
579,756,751

504,397,662
539,263,980

48,354,240
40,492,771

8.75
6.98

2016

619,049,556

569,913,349

49,136,207

7.94

2017

699,027,538

654,340,009

44,101,842

6.31

Năm
2014

Tỷ lệ tổn thất trên Bảng 4.1 cao hơn tỷ lệ tổn thất do Tổng Công ty Điện Lực

Miền Trung yêu cầu. Tổn thất được thống kê trên bao gồm tổn thất kỹ thuật và tổn
thất phi kỹ thuật. Vì vậy cần xem xét các giải pháp giảm tổn thất để đảm bảo chất
lượng điện năng cũng như hiệu quả kinh tế.
4.3. Cấu trúc của hệ thống lưới điện tỉnh Quảng Bình:
4.3.1. Đặc điểm lưới phân phối tỉnh Quảng Bình:
4.3.2. Hiện trạng nguồn và lưới điện:
Toàn bộ phụ tải tỉnh Quảng Bình được cấp điện qua 8 TBA 110kV, có tổng
dung lượng 325MVA, là: Lệ Thủy, Áng Sơn, Đồng Hới, Bắc Đồng Hới, Ba Đồn,
Hòn La, Sông Gianh, Văn Hóa cấp điện cho toàn tỉnh Quảng Bình gồm thành phố
Đồng Hới và 7 huyện.

9

Cuối năm 2018, tỉnh Quảng Bình đưa vào vận hành trạm 110 kV Tuyên Hóa
công suất 1x25 - 110/35/22kV cấp điện cho huyện Tuyên Hóa và Minh Hóa thay cho
xuất tuyến 371 TBA 110kV Sông Gianh.
4.3.3. Phương thức kết dây cơ bản hiện tại của LĐPP tỉnh Quảng Bình:
4.3.4. Phương án cấp điện khi sự cố:
4.4. Đồ thị phụ tải của các XT điển hình:
Mục đích của việc xây dựng đồ thị phụ tải đặc trưng để tính toán nhằm chọn ra
phương thức vận hành tụ bù hợp lý cho lưới điện.
Đồ thị phụ tải ngày điển hình được xác định trên cơ sở khảo sát phụ tải ngày
trong quá khứ của các XT được ghi lại từ chương trình lấy thông số vận hành từ xa

MDMS các lộ 22kV, 35kV tại các trạm biến áp 110kV. Qua thu thập số liệu ta xây
dựng được đồ thị ngày điển hình của các XT LĐPP tỉnh Quảng Bình.
4.5. Khảo sát tình hình bù hiện trạng
Dung lượng bù hiện có tính đến thời điểm 31/12/2017 là 100,262 MVAr gồm
34 dàn bù trung áp (bù cố định) với tổng dung lượng bù 9,9 MVAr ; Tổng dung
lượng bù hạ áp là 1621 cụm với tổng dung lượng là 90,362 MVAr. Vị trí lắp đặt tụ bù
và dung lượng bù tcủa từng xuất tuyến trung thế được thống kê theo phụ lục 4.1.
Do phụ tải điện phát triển hàng năm dẫn đến các vị trí bù và dung lượng bù
hiện tại đã không còn hợp lý, vì vậy việc tính toán lại vị trí và dung lượng để đảm bảo
chất lượng điện áp cho phép với tổn thất công suất là nhỏ nhất là cần thiết xem xét.
4.6. Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT tính toán phân bố công suất và tính toán
bù tối ưu cho một số XT điển hình của Công ty Điện lực Quảng Bình:

4.6.1. Mục đích tính toán
- Xác định điện áp tại các nút phụ tải trước khi bù.
- Xác định hệ số công suất (cos  ) trước khi bù
- Xác định công suất, tổn thất công suất của toàn XT trước khi bù.
- Xác định dung lượng tối ưu và vị trí lắp đặt tối ưu của tụ bù.
- Xác định điện áp tại các nút phụ tải sau khi bù.
- Xác định hệ số công suất (cos  ) sau khi bù.
- Xác định công suất, tổn thất công suất của toàn XT sau khi bù.
Từ kết quả tính toán trước bù và sau bù đánh giá hiệu quả của việc đặt bù, tìm
giải pháp bù tốt nhất.
4.6.2. Tính toán phân bố công suất ban đầu

10

Từ sơ đồ các XT đã được xây dựng trong chương 3 áp dụng tính toán phân bố
công suất cho các xuất tuyến.
Qua tính toán phân bố công suất ban đầu của 8 XT sau trạm 110kV Đồng Hới
và 5 XT sau trạm 110kV Ba Đồn, thấy rằng hệ số công suất tương đối thấp từ khoảng
0.85 đến 0.9, tổn thất công suất phản kháng tương đối cao, điện áp tại các nút nằm
trong giới hạn cho phép.
4.6.3. Tính toán bù:
4.6.3.1 Tính toán bù tự nhiên
Áp dụng tính toán bù tự nhiên cho từng XT 22kV sau TBA Đồng Hới và Ba

Đồn. Tính toán tổn thất công suất cho từng XT sau khi bù tự nhiên kết quả tổn thất
sau bù tự nhiên của các XT được tổng kết ở Bảng 4.2.
Bảng 4.2: Tổn thất sau bù hiện trạng
Tên xuất
tuyến

Công suất
P (kW)

Q
(kVAr)

Tổn thất CS
tác dụng
∆P
∆P/P
(kW)
(%)

Tổn thất CS
phản kháng
∆Q
∆Q/Q
(kVAr)

(%)

Cos φ

41.39

39.05%

0.999

87.33
149.96

16.05%
15.03%

0.992

20.62
31
48.56

3.22%
3.81%

4.64%

0.973
0.971
0.969

38.49
86.69
154.96

19.05%
14.21%

14.93%

0.997
0.985
0.976

21.33
40.24
65.357

10.72%
10.79%

11.84%

0.989
0.979
0.972

30.03
50.2
75.48

20.71%
14.90%

14.16%

0.997
0.991
0.985

I. Trạm Đồng Hới:
Pmin

3,085.0

Pbase

Pmax

4,274.0
5,469.0

XT 471/Đồng Hới
106.00
17.23 0.56%

544.00
33.42 0.78%
998.00

55.52 1.02%
XT 472/Đồng Hới
Pmin
2,706.0 640.00
11
0.41%
Pbase
3,295.00 813.00
16.41 0.50%
Pmax
4,086.0 1,047.0 25.4
0.62%

XT 473/Đồng Hới
Pmin
2,416.0 202.00
17.18 0.71%
Pbase
3,513.0 610.00
36.84 1.05%
Pmax
4,618.0 1,038.0 64.72 1.40%
II. Trạm Ba Đồn:
XT 471/Ba Đồn
Pmin

1,335.0 199.00
8.51
0.64%
Pbase
1,806.0 373.00
15.75 0.87%
Pmax
2,280.0 552.00
25.37 1.11%
XT 473/Ba Đồn
Pmin
1,994.0 145.00

16.07 0.81%
Pbase
2,518.0 337.00
25.9
1.03%
Pmax
3,044.0 533.00
38.25 1.26%
XT 475/Ba Đồn

0.988

11

Tổn thất CS
Tổn thất CS
Tên xuất
tác dụng
phản kháng
Cos φ
tuyến
Q
∆P

∆P/P
∆Q
∆Q/Q
P (kW)
(kVAr) (kW)
(%)
(kVAr)
(%)
Pmin
2,014.0 32.00
14.73 0.73% 29.19
91.22%

1.000
Pbase
2,951.0 375.00
31.73 1.08% 65.93
17.58%
0.992
Pmax
3,915.0 742.00
56.48 1.44% 119.33 16.08%
0.983
4.6.3.2 Tính toán bù kinh tế cho LĐPP
Lưới điện phân phối bao gồm lưới trung áp và hạ áp. Khi tính toán bù cần xem

xét đặt tụ bù ở vị trí nào thì độ giảm tổn thất là lớn nhất. Nếu đặt phía trung áp thì chỉ
giảm được tổn thất từ thanh cái phía trung áp MBA trở lên, nếu đặt tụ bù phía hạ áp
thì giảm được tổn thất trên cả lưới hạ áp và trung áp. Tuy nhiên để xem xét việc bù
trên lưới trung áp hay hạ áp hoặc bù kết hợp cả trung áp và hạ áp mang lại hiệu quả
lớn nhất so với chi phí lắp đặt và vận hành tụ bù của từng phương án cần phải tính
toán các phương án để tìm phương án nào mang lại hiệu quả cao nhất.
Ứng dụng module CAPO trong phần mềm PSS/ADEPT tính bù cho các
phương án trên. Như phần lý thuyết đã trình bày ở chương 3 thì CAPO xem xét tất cả
các nút hợp lệ trên lưới điện để tìm vị trí đặt tụ bù sao cho số tiền tiết kiệm được là
lớn nhất. Vì vậy cần thiết lập các thông số phân tích kinh tế cho bài toán tối ưu hóa
chế độ đặt bù trong PSS/ADEPT. Đây là các chỉ số quan trọng, quyết định rất lớn đến
kết quả tính toán của chương trình. Ta thiết lập thông số từ Menu chính của màn hình

chọn Network>Economics.
Các giá trị để tính toán PSS/ADEPT được định nghĩa như sau:
- Giá điện năng tiêu thụ 1kWh (cP): là 1695 đồng/kWh. Theo kế hoạch sản
xuất kinh doanh và đầu tư xây dựng năm 2018 mà Tổng Công ty Điện lực Miền
Trung giao cho Công ty Điện lực Quảng Bình
- Giá điện năng phản kháng tiêu thụ kVArh (cQ):
Với các XT trên lưới phân phối của tỉnh Quảng Bình hầu hết hệ số công suất từ
0.83 trở lên nên ta có thể lấy một giá trị chung khi tính toán
cQ = 1695 x 1,19% = 20,17 đồng/kVAr
- Tỷ số chiết khấu (pu/year): Hiện nay tỷ lệ chiết khấu r bằng lãi suất bình quân
các ngân hàng thương mại là 8%. Lấy r = 0,08.
- Thời gian tính toán (years): Theo quy định tính toán kinh tế kỹ thuật trong

Tổng Công ty Điện lực Miền trung thì vòng đời của 1 thiết bị thường lấy 15 năm.
Công suất


12

- Suất đầu tư lắp đặt tụ bù trung áp cố định: số tiền phải trả cho 1kVAr để lắp
đặt tụ bù cố định cFTA = 150.000 đồng/1 kVAr.
- Suất đầu tư lắp đặt tụ bù trung áp ứng động: số tiền phải trả cho 1kVAr để lắp
đặt tụ bù ứng động cSTA = 650.000 đồng/1 kVAr.
- Suất đầu tư lắp đặt tụ bù hạ áp cố định: số tiền phải trả cho 1kVAr để lắp đặt
tụ bù cố định cFHA = 171.720 đồng/1 kVAr.

- Suất đầu tư lắp đặt tụ bù hạ áp ứng động: số tiền phải trả cho 1kVAr để lắp
đặt tụ bù ứng động cSHA = 268.600 đồng/1 kVAr.
- Chi phí bảo trì tụ bù cố định và ứng động hàng năm:
* Chi phí bảo trì trạm tụ bù trung áp cố định: mFTAcđ = 4203,53
đồng/kVAr.năm
* Chi phí bảo trì trạm tụ bù trung áp ứng động: mFTAưđ = 19500
đồng/kVAr.năm
* Chi phí bảo trì trạm tụ bù hạ áp cố định: mFHAcđ = 5151,6 đồng/1 kVAr.năm
* Chi phí bảo trì trạm tụ bù hạ áp ứng động: mFHAưđ = 8058 đồng/1 kVAr.năm
A.Tính toán bù cố định và điều chỉnh phía trung áp:
Từ sơ đồ sau khi bù tự nhiên, cài đặt các chỉ số kinh tế đã tính toán trong mục
4.6.3.2 cho hộp thoại Economic của chương trình. Sau đó vào thẻ CAPO điều chỉnh

số lượng, dung lượng tụ bù cố định
Áp dụng tính toán bù cố định phía trung áp cho các XT của nhánh 22kV sau
TBA 110kV Đồng Hới và Ba Đồn ta có kết quả các vị trí bù và dung lượng bù như:
Bảng 4.4: Tổn thất sau bù trung áp
Tên xuất
tuyến

Công suất
P (kW)

Q
(kVAr)

Tổn thất CS Tổn thất CS
tác dụng

phản kháng

∆P (kW)

∆Q (kVAr)

Cos φ

I. Trạm Đồng Hới:
XT 471/Đồng Hới
Pmin

3,085.00 106.00

17.23

41.39

0.999

Pbase

4,274.00 544.00

33.42

87.33

0.992

Pmax

5,469.00 855.00

55.28

149.36

0.988

XT 472/Đồng Hới
Pmin

2,706.00 640.00

11.00

20.62

0.973

Pbase

3,295.00 667.00

16.16

30.75

0.980


13

Tên xuất
tuyến
Pmax

Công suất
P (kW)

Q
(kVAr)

4,086.00 609.00

Tổn thất CS Tổn thất CS
tác dụng

phản kháng

∆P (kW)

∆Q (kVAr)

24.62

Cos φ

47.44

0.989

XT 473/Đồng Hới
Pmin

2,416.00 202.00

17.18

38.49

0.997

Pbase

4,159.00 463.00

36.58

86.13

0.994

Pmax

4,618.00 454.00

63.22

151.8

0.995

II. Trạm Ba Đồn:
XT 471/Ba Đồn
Pmin

1,335.00 199.00

8.51

21.33

0.989

Pbase

1,806

230

15.55

39.93

0.992

Pmax

2,280

267

24.83

64.52

0.993

XT 473/Ba Đồn
Pmin

1,994.00 145.00

16.08

30.03

0.997

Pbase

2,518

194

25.54

49.8

0.997

Pmax

3,044

249

37.41

74.51

0.997

XT 475/Ba Đồn
Pmin

2,014.00 32.00

14.73

29.19

1.000

Pbase

2,951

232

31.46

65.54

0.997

Pmax

3,915

315

55.35

117.64

0.997

B.Tính toán bù cố định và điều chỉnh phía hạ áp:
Tính toán tổn thất công suất cho từng XT sau khi bù cố định và điều chỉnh phía
hạ áp, kết quả tổng dung lượng bù hạ áp và giảm tổn thất công suất so với ban đầu
sau bù tự nhiên của các XT như bảng:
Bảng 4.5: Tổn thất công suất sau bù hạ áp
Tên xuất

tuyến

Công suất
P (kW)

Q (kVAr)

Tổn thất CS

Tổn thất CS

tác dụng

phản kháng

∆P (kW)

∆Q (kVAr)

Cos φ

I. Trạm Đồng Hới:
XT 471/Đồng Hới
Pmin

3,085.00

68.00

17.15

41.15

1.000

14

Pbase

4,274.00

248.00

32.62

84.89

0.998

Pmax

5,469.00

255.00

53.05

142.57

0.999

XT 472/Đồng Hới
Pmin

2,706.00

611.00

10.92

20.4

0.975

Pbase

3,295.00

706.00

16.12

30.3

0.978

Pmax

4,086.00

814.00

24.74

46.88

0.981

XT 473/Đồng Hới
Pmin

2,416.00

114.00

17.02

38.06

0.999

Pbase

3,513.00

231.00

35.62

83.53

0.998

Pmax

4,618.00

253.00

61.24

146.09

0.999

II. Trạm Ba Đồn:
XT 471/Ba Đồn
Pmin

1,335

114

8.33

20.85

0.996

Pbase

1,806

145

15.07

38.19

0.997

Pmax

2,280

125

23.79

60.81

0.999

XT 473/Ba Đồn
Pmin

1,993

-17

15.7

29.18

1.000

Pbase

2,518

14

24.95

48.18

1.000

Pmax

3,044

-26

37.94

75.24

1.000

XT 475/Ba Đồn
Pmin

2,014

-25

14.63

28.95

1.000

Pbase

2,951

15

30.61

63.27

1.000

Pmax

3,915

-72

53.16

111.51

1.000

Từ kết quả thống kê trên Bảng 4.8 ta thấy tổn thất công suất sau khi bù hạ áp
trên các XT đều giảm so với trước khi bù đồng thời hệ số cos tăng lên từ khoảng
0.98 tính cảm đến 0.98 tính dung và kiểm tra các nút điện áp ta thấy điện áp tại các
nút nằm trong giới hạn cho phép. Như vậy dung lượng bù trên phía hạ áp là chấp

nhận được.
C. Tính toán bù cố định phía trung áp kết hợp bù điều chỉnh phía hạ áp:
Áp dụng tính toán bù các XT 22kV của TBA 110kV Đồng Hới và Ba Đồn ta
có kết quả các vị trí bù và dung lượng bù như:
Bảng 4.6: Tổn thất sau bù trung áp kết hợp với hạ áp


15

Tên xuất
tuyến

Công suất
P (kW)

Q
(kVAr)

Tổn thất CS
tác dụng

Tổn thất CS
phản kháng

∆P (kW)

∆Q (kVAr)

Cos φ

I. Trạm Đồng Hới:
Pmin
Pbase
Pmax

3,085.00

4,274.00
5,469.00

Pmin
Pbase
Pmax

2,706.00
3,295.00
4,086.00

Pmin

2,416.00
Pbase
3,513.00
Pmax
4,618.00
II. Trạm Ba Đồn:
Pmin
Pbase
Pmax

1,335
1,806

2,280

Pmin
Pbase
Pmax

1,993
2,518
3,044

Pmin
Pbase

Pmax

2,014
2,951
3,915

XT 471/Đồng Hới
77.00
17.7
430.00
32.81
646.00

53.4
XT 472/Đồng Hới
631.00
10.94
628.00
15.95
571.00
24.17
XT 473/Đồng Hới
173.00
17.08
338.00

35.77
218.00
61.56
XT 471/Ba Đồn
142
8.41
164
15.2
173
24.06
XT 473/Ba Đồn
41

15.78
43
25.07
438
36.54
XT 475/Ba Đồn
-16
14.65
53
30.74
-15
53.69

41.24
85.5
143.73

1.000
0.995
0.993

20.46
30.16
46.15

0.974
0.982
0.990

38.24
83.98
147.21

0.997
0.995
0.999

20.99
38.71
61.91

0.994
0.996
0.997

29.5
46.66
72.12

1.000
1.000
0.990

28.98
63.76
113.26

1.000
1.000
1.000

Từ kết quả thống kê trên Bảng 4.10 ta thấy tổn thất công suất sau khi bù trung
áp kết hợp hạ áp trên các XT đều giảm so với trước khi bù đồng thời hệ số cos tăng
lên từ khoảng 0.98 đến 1 và kiểm tra các nút điện áp ta thấy điện áp tại các nút nằm
trong giới hạn cho phép (phụ lục 4-8). Như vậy dung lượng bù trung áp kết hợp với
hạ áp là chấp nhận được.
Nhận xét: từ các kết quả giảm tổn thất của các phương án bù trên ta thấy các
phương án bù đều mang lại hiệu quả giảm tổn thất so với trước bù đồng thời hệ số
cos và điện áp tại các nút đều nằm trong giới hạn cho phép. Vì vậy, các phương án


16

bù trên đều đáp ứng tiêu chí kỹ thuật nên ta cần xem xét phương án nào mang lại lợi
nhuận cao nhất thì kết luận đó là phương án tối ưu.
4.7. So sánh hiệu quả kinh tế các phương án bù
Mỗi phương án tính toán sẽ có được kết quả tổng dung lượng bù, tổn thất công
suất tác dụng, tổn thất công suất phản kháng trên toàn tuyến và lượng giảm tổn thất
công suất sau các phương án so với bù tự nhiên. Từ đó tính được tổng giá trị hiện tại
các khoản chi phí vận hành, lắp đặt tụ bù là:
C = Qbcd (cF + N e .mF ) + Qbdc (cS + N e .mS )
(4-2)
Tổng giá trị hiện tại các khoản làm lợi do lắp đặt tụ bù được tính theo công
thức:

B = [(Ptrước bù -Psau bù) x cP +(Qtrước bù -Qsau bù) x cQ]xNexT

(4-3)

Thế các giá trị vào công thức, tính toán được các giá trị B, C và NPV = B – C
của các phương án bù kinh tế theo từng XT như các bảng 4.12.


17

Bảng 4.7: Tính toán kinh tế ở phương án bù trung áp
Tên

xuất
tuyến
/Công
suât tải

∆P (kW)

∆P (kW)

∆Q
(kVAr)

∆Q (kVAr)

Tự nhiên

Sau bù TA

Tự nhiên

Sau bù TA

∆P (kW)

∆P (kW)

∆Q
(kVAr)

∆Q (kVAr)

B

Qcđ

Quđ

Trung
áp

Trung
áp

kVAr

kVAr

C

NPV = B - C

I. Trạm Đồng Hới:
XT 471/Đồng Hới
Pmin

17.23

17.23

41.39

41.39

Pbase

33.42

33.42

87.33

87.33

Pmax

55.52

55.28

149.96

149.36

36,944,547.67

150

28,671,209.68

8,273,337.99

XT 472/Đồng Hới
Pmin

11

11.00

20.62

20.62

Pbase

16.41

16.16

31

30.75

36,421,889.54

150

28,671,209.68

7,750,679.86

Pmax

25.4

24.62

48.56

47.44

117,430,365.49

450

86,013,629.05

31,416,736.44

XT 473/Đồng Hới
Pmin

17.18

17.18

38.49

38.49

Pbase

36.84

36.58

86.69

86.13

40,379,164.99

150

28,671,209.68

11,707,955.31

Pmax

64.72

63.22

154.96

151.8

223,974,913.38

600

214,684,838.74

9,290,074.64

II. Trạm Ba Đồn:
XT 471/Ba Đồn
Pmin

8.51

8.51

21.33

21.33

Pbase

15.752

15.55

40.24

39.93

32,419,973.17

150

29,109,583.57

3,310,389.60

Pmax

25.378

24.83

65.36

64.52

86,715,347.17

300

58,219,167.14

28,496,180.03

XT 473/Ba Đồn


18
Pmin

16.075

16.08

30.03

30.03

Pbase

25.9

25.54

50.20

49.8

57,473,423.64

150

29,109,583.57

28,363,840.07

Pmax

38.25

37.41

75.48

74.51

133,406,636.80

300

58,219,167.14

75,187,469.66

XT 475/Ba Đồn
Pmin

14.73

14.73

29.19

29.19

Pbase

31.73

31.46

65.93

65.54

42,461,093.88

150

29,109,583.57

13,351,510.31

Pmax

56.48

55.35

119.33

117.64

179,778,437.23

450

87,328,750.71

92,449,686.52

Bảng 4.8 : Tính toán kinh tế ở phương án bù hạ áp
Tên xuất
tuyến
/Công
suât tải

∆P (kW)

∆P (kW)

∆Q
(kVAr)

∆Q (kVAr)
B

Trước bù

Sau bù HA

Trước bù

Qcđ

Quđ

Hạ áp

Hạ áp

(kVAr)

(kVAr)

C

NPV = B - C

Sau bù HA

I. Trạm Đồng Hới:
XT 471/Đồng Hới

Pmin

17.23

17.15

41.39

41.15

12,685,378.25

30

10

10,138,878.83

2,546,499.42

Pbase

33.42

32.62

87.33

84.89

120,714,091.87

300

10

70,116,810.04

50,597,281.83

Pmax

55.52

53.05

149.96

142.57

372,400,117.79

780

173,269,579.05

199,130,538.74

6,664,214.58

5,008,761.06

26,941,972.24

17,288,664.53

XT 472/Đồng Hới
Pmin

11

10.92

20.62

20.4

11,672,975.64

30

Pbase

16.41

16.12

31

30.3

44,230,636.77

90

Pmax

25.4

24.74

48.56

46.88

103,949,327.91

240

53,313,716.63

50,635,611.28

17.02

38.49

38.06

24,351,930.31

90

19,992,643.74

4,359,286.57

20

XT 473/Đồng Hới
Pmin

17.18


19
Pbase

36.84

35.62

86.69

83.53

183,389,288.62

390

Pmax

64.72

61.24

154.96

146.09

521,126,611.23

780

30

86,634,789.53

96,754,499.09

183,693,571.81

337,433,039.42

II. Trạm Ba Đồn:
XT 471/Ba Đồn
Pmin

8.51

8.33

21.33

20.85

29,674,147.69

90

20,314,990.94

9,359,156.75

Pbase

15.752

15.07

40.24

38.19

110,009,524.97

240

54,173,309.18

55,836,215.79

Pmax

25.378

23.79

65.357

60.81

256,007,762.37

420

30

105,395,352.88

150,612,409.49

XT 473/Ba Đồn
Pmin

16.075

15.7

30.03

29.18

60,176,648.49

120

50

44,740,090.96

15,436,557.53

Pbase

25.9

24.95

50.2

48.18

151,913,757.46

300

40

81,839,385.56

70,074,371.90

Pmax

38.25

37.94

75.48

75.24

328,384,289.30

50

139,543,382.02

188,840,907.28

13,543,327.29

2,356,691.21

540

XT 475/Ba Đồn
Pmin

14.73

14.63

29.19

28.95

15,900,018.50

60

Pbase

31.73

30.61

65.93

63.27

182,751,344.59

330

50

92,141,736.49

90,609,608.10

Pmax

56.48

53.16

119.33

111.51

532,763,474.52

780

80

204,308,753.02

328,454,721.50


20

Bảng 4.9: Tính toán kinh tế ở phương án bù trung áp kết hợp hạ áp
Tên
xuất
tuyến
/Công

suât tải

∆P
∆P
∆Q
∆Q
(kW)
(kW)
(kVAr) (kVAr)
Trước
Trước
Sau bù

Sau bù
bù
bù
TA+HA
TA+HA
TA+HA
TA+HA

Quđ
B

Qcđ

Trung
Hạ áp
áp

C

NPV = B - C

kVAr kVAr
I. Trạm Đồng Hới:

XT 471/Đồng Hới

Pmin
17.23
Pbase
33.42
Pmax
55.52
XT 472/Đồng Hới
Pmin
11
Pbase
16.41
Pmax

25.4
XT 473/Đồng Hới
Pmin
17.18
Pbase
36.84
Pmax
64.72
XT 471/Ba Đồn
Pmin
8.51
Pbase

15.752
Pmax
25.378
XT 473/Ba Đồn

17.7
32.81
53.4

41.39
87.33
149.96

41.24
85.5
143.73

8,408,448.16
93,091,633.20
320,016,968.48

20
190
500

6,949,328.50
66,018,620.78
150 202,404,422.27

1,459,119.66
27,073,012.42
117,612,546.21

10.94
15.95
24.17

20.62
31
48.56

20.46
30.16
46.15

8,650,632.19
68,304,964.27
184,587,789.75

20
70
120

6,949,328.50
150 52,993,859.44
450 127,709,600.07

1,701,303.69
15,311,104.83
56,878,189.68

17.08
35.77
61.56

38.49
86.69
154.96

38.24
83.98
147.21

14,471,647.80
161,332,995.42
473,620,603.12
II. Trạm Ba Đồn:

30
210
380

10,423,992.76
150 101,639,158.97

600 246,722,080.31

4,047,655.04
59,693,836.45
226,898,522.81

8.41
15.2
24.06

21.33
40.24

65.357

20.99
38.71
61.91

16,786,588.02
89,285,623.62
211,796,556.24

40
120

230

14,122,749.09
150 71,477,830.85
300 139,424,974.43

2,663,838.93
17,807,792.77
72,371,581.81


21

∆P
∆P
∆Q
∆Q
Tên
(kW)
(kW)
(kVAr) (kVAr)
xuất
tuyến
Trước

Trước
Sau bù
Sau bù
/Công
bù
bù
TA+HA
TA+HA
suât tải TA+HA
TA+HA
Pmin
16.075

15.78
30.03
29.5
Pbase
25.9
25.07
50.2
46.66
Pmax
38.25
36.54
75.48

72.12
XT 475/Ba Đồn
Pmin
14.73
14.65
29.19
28.98
Pbase
31.73
30.74
65.93
63.76

Pmax
56.48
53.69
119.33 113.26

Quđ
B

Qcđ
Trung
Hạ áp
áp

C

NPV = B - C

kVAr kVAr
47,638,669.71
132,738,819.04
274,052,493.83

90
140

250

31,776,185.46
150 78,539,205.40
300 246,486,348.97

15,862,484.25
54,199,613.64
27,566,144.86

13,530,216.29
158,408,220.66

446,686,201.02

30
210
400

10,592,061.82
150 103,254,016.31
450 428,556,241.64

2,938,154.47
55,154,204.35

18,129,959.38


22

So sánh giá trị lợi nhuận ròng NPV = B – C giữa các phương án trong cùng một
XT đều có phương án bù hạ áp cố định và điều chỉnh kết hợp có NPV lớn nhất. Vì vậy
đề xuất chọn phương án bù bù hạ áp để thực hiện bù kinh tế cho LĐPP Công ty Điện lực
Quảng Bình. Giá trị lợi nhuận ròng NPV giữa các phương án tính toán cho 13 xuất
tuyến 22kV sau TBA110kV Đồng Hới và TBA 110kV Ba Đồn được tổng hợp ở bảng.
Bảng 4.10: So sánh gía trị lợi nhuận ròng NPV giữa các phương án

Giá trị lợi
nhuận

Bù Hạ áp
(vnđ)

Bù Trung áp + Hạ
áp (vnđ)

199,666,050.69

149,213,732.39

1,560,948,193.05

1,073,833,381.06

1,844,415,053.00 5,167,339,577.27

3,210,340,951.32

Bù Trung áp
(vnđ)

Chế độ min
Chế độ base
Chế độ max

403,163,425.82

4.8. Kết luận chương 4
- Xây dựng các chỉ số kinh tế cho PSS/ADEPT để đánh giá hiệu quả bù CSPK.
- Phương pháp thực hiện bù: dùng chương trình PSS/ADEPT trước tiên tính bù
trung áp cố định và bù trung áp điều chỉnh tại các thời điểm phụ tải min, max, base, sau
đó tương tự cho phương án bù hạ áp và phương án bù trung áp cố định kết hợp với bù hạ
áp điều chỉnh.

- Ứng dụng PSS/ADEPT tính toán phân bố công suất, tìm các vị trí bù và dung
lượng bù trong 3 phương án : bù phía trung áp, bù phía hạ áp, bù trung áp kết hợp hạ áp.
- So sánh các phương án và kết luận phương án bù trung áp kết hợp bù hạ áp là
phương án hiệu quả nhất.
- Sử dụng chương trình phụ trợ truy xuất dữ liệu từ chương trình MDMS và tính
toán bù tối ưu (vị trí, dung lượng) các cụm tụ bù hạ áp cho từng năm.


23

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
1. Kết luận:

Bù công suất phản kháng cho lưới điện phân phối là một trong những giải pháp
hiệu quả giảm tổn thất công suất dẫn đến giảm tổn thất điện năng.
Phần mềm PSS/ADEPT giúp phân tích tính toán lưới điện phân phối một cách
chính xác nếu thu thập các số liệu chính xác. Đồng thời có thể hiệu chỉnh và thay đổi các
thông số lưới dễ dàng dẫn tới việc mở rộng sơ đồ một cách thuận lợi. Thêm vào đó cách
xuất dữ liệu khá đa dạng nên dễ dàng cho việc tổng hợp và đánh giá kết quả.
Sau khi tính toán các phương án bù và so sánh các lợi nhuận của các phương án
kết luận được bù hạ áp là giải pháp tốt mang lại hiệu quả kinh tế cao nhất cho lưới điện
hiện trạng của Công ty Điện lực Quảng Bình.
Vì vậy, đề xuất phương pháp thực hiện bù: dùng chương trình PSS/ADEPT cho
thây phương án bù hạ áp cố định kết hợp bù hạ áp điều chỉnh sẽ có giá trị làm lợi về
kinh tế nhiều hơn so với các phương án bù trung áp hoặc bù trung áp cố định kết hợp với

bù hạ áp điều chỉnh. Ứng dụng chương trình MDMS vào các modul phụ trợ để tính toán
và đưa ra giá trị phù hợp nhất cho từng năm tiếp theo.
2. Kiến nghị:
- Do tình hình phát triển phụ tải, cấu trúc lưới điện phân phối thường xuyên thay
đổi nên một số vị trí tụ bù đã lắp đặt trên lưới sẽ không còn phù hợp (không tối ưu), vì
vậy cần theo dõi hệ số công suất đầu nguồn và các thay đổi của phụ tải để có tính toán,
phân tích, hoán chuyển kịp thời các vị trí tụ bù trên lưới không đảm bảo tối ưu theo định
kỳ hàng năm.
- Do đặc thù phụ tải và lưới điện của Công ty Điện lực Quảng Bình sắp tới sẽ có
các nhà máy phát quang điện, phong điện vừa và nhỏ đấu nối trên lưới điện, nên cần
phải có tính toán cụ thể phương thức vận hành lưới điện trung hạ áp, lựa chọn thời điểm
đóng cắt tụ bù hợp lý và lựa chọn nấc phân áp các MBA để đảm bảo điện áp trong mức

cho phép của thiết bị và giảm TTĐN trên lưới điện.
- Theo dõi chặt chẽ để tránh tình trạng quá bù vào những giờ thấp điểm hoặc giờ
bình thường, cơ cấu phụ tải thay đổi không cần tiêu thụ nhiều công suất phản kháng.
Trong quá trình bù nếu để xảy ra tình trạng quá bù lớn vượt ngưỡng cho phép
(cosµ<0,98 tính dung) vào giờ thấp điểm thì tổn thất điện năng sẽ tăng cao.