Nghiên cứu các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối thành phố Đồng Hới

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

ĐINH XUÂN HỢI

NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT
ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
THÀNH PHỐ ĐỒNG HỚI

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. ĐOÀN ANH TUẤN

Phản biện 1: TS. TRẦN VINH TỊNH

Phản biện 2: TS. LÊ KỶ

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ 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
Trong những năm vừa qua, cùng với tốc độ tăng trưởng GDP trung bình hàng
năm của tỉnh Quảng Bình đạt khoảng 7,5%, nhu cầu năng lượng tiếp tục tăng với tốc
độ trung bình là 10%. Theo Quy hoạch lưới điện tỉnh Quảng Bình giai đoạn 20162025, có xét đến 20 5 đ được Bộ Công Thư ng ph uyệt, ự báo nhu cầu sử dụng
điện của tỉnh Quảng Bình sẽ tăng bình quân khoảng 15,4%/năm trong giai đoạn 2016
- 2020, khoảng 12,1 %/năm trong giai đoạn 2021 - 2025 và khoảng 7,6%/ năm trong
giai đoạn 2026-2030. [13]
Để đáp ứng đủ nhu cầu năng lượng theo yêu cầu ngoài việc phát triển nguồn,
lưới phải thực hiện tiết kiệm và sử dụng năng lượng hiệu quả. Điều này cũng đ được
Chính phủ thể chế hoá trong Luật điện lực ban hành tháng 6 năm 2005 và mới đây
Quốc hội thông qua Luật “Sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả”, chính thức có
hiệu lực từ ngày 01/01/2011. Trong đó ngành điện phải xây dựng chư ng trình, kế
hoạch, định mức và lộ trình cụ thể nhằm giảm tổn thất điện năng trong hệ thống
truyền tải và phân phối điện. [7]
Tổng công ty Điện lực miền Trung (EVNCPC) đặt mục tiêu phải giảm tỷ lệ tổn
thất điện năng đến mức thấp nhất có thể. Cụ thể trong năm 2017, tổng công ty Điện
lực miền Trung giao cho công ty Điện lực Quảng Bình thực hiện tỷ lệ tổn thất điện
năng phải ở mức 5,93%, lộ trình đền năm 2020 phải thực hiện ở mức 5%. Đây cũng
là một trong những biện pháp tối ưu hóa chi phí mà EVNCPC đặt ra hiện nay và
những năm tiếp theo. [17]
Do đó cần phải nghiên cứu, đưa ra các giải pháp giảm tổn thất điện năng phù
hợp với từng khu vực của đ n vị. Thành phố Đồng Hới là địa bàn tập trung các phụ

tải lớn của công ty Điện lực Quảng Bình, chiếm khoảng 37% tổng sản lượng của
công ty Điện lực Quảng Bình, tổn thất điện năng thực hiện năm 2017 đạt 3,87%
tư ng đối cao so với lộ trình đến năm 2020 phải thực hiện được của Điện lực là
3,37%. [16]
Trong những năm gần đây nhu cầu về điện tăng cao, trong khi đó hệ thống lưới
điện đ vận hành lâu năm, xây ựng chắp vá chưa theo kịp quy hoạch, chưa đáp ứng
được yêu cầu về chất lượng cung cấp điện dẫn đến tổn thất điện năng cao. Do vậy,
cần thiết phải tính toán đưa ra các giải pháp giảm tổn thất tối ưu nhằm đáp ứng yêu
cầu cung cấp điện an toàn, ổn định, liên tục và chất lượng tốt để phục vụ chính trị, an


2

ninh quốc phòng, phát triển kinh tế xã hội và nhu cầu sinh hoạt của nhân dân cả tỉnh
nói chung và tr n địa bàn thành phố Đồng Hới nói riêng.
Tr n đây là lý o học viên chọn đề tài “Nghiên cứu các giải pháp giảm tổn thất
điện năng lưới điện phân phối thành phố Đồng Hới” cho luận văn tốt nghiệp của
mình.
2. Mụ đ h n hi n ứu
Mục đích của luận văn là nghi n cứu c sở lý thuyết, sử dụng một số phần mềm
ứng dụng (CMIS , MDMS, PSS/ADEPT) để phân tích tổn thất hiện tại tr n LĐPP
của TP Đồng Hới.
Đề xuất một số giải pháp giảm tổn thất điện năng một cách hữu hiệu nhằm giúp
TP Đồng Hới triển khai thực hiện hiệu quả h n trong công tác giảm tổn thất điện
năng trong những năm tiếp theo.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu của đề tài là các phư ng pháp tính toán tổn thất công suất,
tổn thất điện năng tr n lưới phân phối và các giải pháp giảm tổn thất điện năng trong
công tác quản lý vận hành lưới điện phân phối.
Phạm vi nghiên cứu của đề tài: lưới điện trung áp khu vực TP Đồng Hới.

4. hư n

h

n hi n ứu

Sử dụng phư ng pháp nghi n cứu và thực nghiệm:
Phư ng pháp nghi n cứu lý thuyết: Nghiên cứu các tài liệu, sách báo, giáo
trình,…viết về vấn đề tính toán xác định tổn thất công suất và tổn thất điện năng, các
giải pháp giảm tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối.
Phư ng pháp thực nghiệm: Áp dụng các lý thuyết đ nghi n cứu, sử dụng phần
mềm PSS/ADEPT và các chư ng trình MDMS, CMIS để thao tác tính toán tổn thất
công suất và tổn thất điện năng, điểm mở tối ưu nhằm đánh giá hiệu quả công tác
quản lý vận hành lưới phân phối hiện tại và lưới điện sau khi áp dụng các giải pháp
giảm tổn thất điện năng.
5. Dự kiến kết quả đạt được
Đề xuất các giải pháp để giảm TTĐN LĐPP TP Đồng Hới, tỉnh Quảng Bình
giúp Điện lực Đồng Hới nói ri ng và Công ty Điện lực Quảng Bình nói chung hoàn
thành tốt chỉ tiêu tổn thất điện năng EVNCPC giao, tối ưu hóa chi phí, nâng cao lợi
nhuận cho doanh nghiệp.


3

6. Bố cục của luận văn
Bố cục luận văn ngoài phần mở đầu và kết luận chung, nội dung của luận văn
được biên chế thành chư ng như sau:
Chư ng 1: Tổng quan hiện trạng LĐPP khu vực TP Đồng Hới.
Chư ng 2: Tính toán, phân tích, đánh giá hiện trạng TTĐN LĐPP khu vực TP
Đồng Hới

Chư ng : Đề xuất các giải pháp giảm TTĐN LĐPP khu vực TP Đồng Hới.
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU VỰC TP
ĐỒNG HỚI
1.1. Đặ điểm tự nhiên thành phố Đồng Hới

1.1.1. Vị trí địa lý - kinh tế
* Vị trí địa lý
Thành phố Đồng Hới, thuộc tỉnh Quảng Bình nằm trên quốc lộ 1A, Đường sắt
Thống nhất Bắc Nam và đường Hồ Chí Minh, có vị trí địa lý 17o21’ vĩ độ bắc và
106o10’ kinh độ đông.
Thành phố có vị trí trung tâm của tỉnh Quảng Bình, cách khu du lịch di sản thiên
nhiên thế giới vườn quốc gia Phong nha - Kẻ Bàng 50 km, cách khu du lịch suối
Bang 50 km, cách khu cụm Cảng biển Hòn La 60 km và cửa khẩu quốc tế Cha Lo
180 km, Đồng Hới nằm ngay dọc bờ biển, có sông Nhật Lệ chảy giữa lòng thành phố,
bờ biển với chiều dài 12 km về phía Đông thành phố và hệ thống sông, suối, hồ, rừng
nguyên sinh ở phía tây thành phố rất thích hợp cho phát triển du lịch, nghỉ ng i, giải
trí.

1.1.2. Điều kiện tự nhiên
* Diện tích tự nhiên: 155,54 km2
* Dân số: 10 .988 người
* Địa hình, địa chất: Địa hình, địa chất của Đồng Hới đa ạng bao gồm
vùng gò đồi, vùng bán s n địa, vùng đồng bằng và vùng cát ven biển.
1.2. Giới thiệu về Điện lự Đồng Hới

1.2.1. Chức năng, nhiệm vụ và tổ chức bộ máy của Điện lực
a. Chức năng:

4

b. Nhiệm vụ:
c. Tổ chức quản lý Điện lực Đồng Hới:

1.2.2. Khối lượng quản lý vận hành hệ thống điện
Điện lực Đồng Hới được cấp điện bằng 02 trạm 110kV Đồng Hới và Bắc Đồng
Hới có tổng công suất 105MVA (2x40 + 1x25 MVA) thông qua 11 xuất tuyến 22kV
và 02 xuất tuyến 35kV (1 xuất tuyến chủ yếu cấp điện cho Trạm trung gian Hoàn Lão
- Điện lực Bố Trạch, 1 xuất tuyến cấp điện dự phòng cho Đài phát sóng trung có thời
gian hoạt động không liên tục), phạm vi cấp điện, khối lượng lưới điện của các xuất
tuyến như phụ lục 1.
1.3. Tình hình thực hiện nhiệm vụ sản xuất kinh doanh

1.3.1. Tình hình thực hiện các chỉ tiêu SXKD các năm 2015, 2016 và 2017
Các chỉ tiêu sản xuất kinh oanh các năm 2015, 2016 và 2017 tại Điện lực Đồng
Hới như Bảng 1.3.
ng 1.3. Các chỉ tiêu SXKD thực hiện năm 2015, 2016 và 2017
TT

Các chỉ tiêu

Đ n vị

2015

2016

2017

01

Điện thư ng phẩm

kWh

169.902.099

177.627.187

197.859.833

02
03

Điện tổn thất
Giá bán bình quân

%
đ/kWh

4,25
1.752,16

5,17
1.798,1

3,87
1.819,25

04
05
06

Tỉ lệ thu tiền điện
Tăng trưởng
Số KH

%
%
KH

99,95
9,3
41.441

100,18
4,55
42.767

100,03
11,39
44.285

Trong năm 2016, tốc độ tăng trưởng thư ng phẩm thấp so với năm 2015 và thấp
nhất trong giai đoạn 2015 - 2017, nguyên nhân do ảnh hưỡng của sự cố môi trường
biển năm 2016 làm ngành du lịch, dịch vụ và sản xuất bị đình trệ (tốc độ tăng trưởng
bình quân giai đoạn này khoảng 8,41%/năm).

1.3.2. Tình hình thực hiện TTĐN các năm 2015, 2016 và 2017

Hiện tại tổn thất điện năng tại các Điện lực được tính toán theo 02 phư ng pháp
như sau:
1.3.2.1. Khái niệm và cách tính tổn thất điện năng theo phiên kinh doanh:
1.3.2.2. Khái niệm và cách tính tổn thất theo phiên 01 hàng tháng:
1.3.2.3. Số liệu TTĐN Điện lực Đồng Hới các năm 2015, 2016, 2017


5

ng 1.4. TTĐN các năm 2015, 2016 và 2017 theo phiên kinh doanh
TT

Thông số

Đ n vị

1

Sản lượng TTĐN

kWh

Tỷ lệ

2015

2016

2017

9.154.958

11.906.519

9.990.384

4,24

5,17

3,88

%

ng 1.5. TTĐN các năm 2015, 2016 và 2017 theo phiên 01 hàng tháng
TT
1

Khu vự TTĐN

Đ n vị

TTĐN hạ áp

kWh

Tỷ lệ
2

TTĐN trung áp

kWh
kWh

Tỷ lệ

2017

3.564.296

3.448.107

3,50

2,88

2,57

5.519.971

5.567.891

5.902.635

2,51

2,42

2,29

9.188.483

9.132.187

9.350.742

4,25

4,96

3,63

%

TTĐN tổng

2016

4.050.969

%

Tỷ lệ
3

2015

%

Nhận xét về công tác giảm TTĐN:

Tổn thất điện năng tại Đồng Hới có tăng trong năm 2016 và giảm sâu trong năm
2017, năm 2016 thực hiện 4,96% tăng 0,71% so với năm 2015, năm 2017 thực hiện
3,63% giảm 1,33% so với năm 2016.
1.4. T n thất và n u n nh n

1.4.1. Tổn t t

t n thất

t uật

1.4.2. Tổn t t t ư ng m i
1.4.3. Các ếu tố ản

ư ng đến trị ố TTCS

1.4.3.1. Quan hệ giữa các phương pháp tính toán TTCS và TTĐN
1.4.3.2. Các ếu tố nh hư ng đến tr số TTCS

1.4.4. Các ếu tố ản

ư ng đến trị ố TTĐN

1.5. T nh t n TTCS t n

151 C

ư ng

1 5 2 P ư ng

uản

vận hành LĐ

á

á giải và các c ư ng tr n tín t án

1.5.3. Xác địn TTCS tr ng điều iện vận àn
1.6. C

hư n

h

t nh t n TTĐN t n LĐ

1.6.1. P ư ng pháp phân tíc
1.6.2. P ư ng

á

1.6.3. P ư ng

á t

ng c ư ng tr n tín t án

nđ t ị

ng điện trung
i gian tổn t t

n

n

ư ng


6

1.6.4. P ư ng

á đư ng c ng tổn t t

1.6.5. P ư ng

á tín t án TTĐN t e qu định của EVN

Do đặc thù của lưới điện phân phối có khối lượng đường dây và trạm biến áp
phụ tải lớn, công suất phụ tải biến đổi liên tục theo thời gian nên trong phạm vi sai số
cho phép trong công tác quản lý vận hành và quản lý kinh oanh điện năng, Tập đoàn
Điện lực Việt Nam (EVN) đ quyết định số 994/QĐ-EVN ngày 15/9/2009 của EVN
về việc tính toán TTĐN kỹ thuật tr n lưới điện, sử dụng thống nhất phư ng pháp tính
tổn thất điện năng như sau [15]:
24

A

Ati =

Ao

ΔP0.T +ΔPMax .T.Kđt

(1.25)

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

(1.26)

 Si, Smax : là giá trị phụ tải đầu xuất tuyến tại các thời điểm ti và tmax.
1.7. Kết luận
Chư ng 1 đ đề cập đến đặc điểm, vai trò của lưới điện phân phối, các yếu tố
ảnh hưởng, các phư ng pháp lý thuyết tính toán tổn thất công suất, tổn thất điện năng
của lưới điện phân phối và quy định hiện hành của Tập đoàn Điện lực Việt Nam về
việc tính toán TTĐN lưới điện.
Các nguy n nhân gây ra TTĐN bao gồm 2 dạng :
+ Tổn thất kỹ thuật: Là tổn thất điện năng o kỹ thuật công nghệ gây ra trong
quá trình truyền tải và phân phối điện năng.
+ Tổn thất phi kỹ thuật: là tổn thất điện năng trong quá trình truyền tải và phân
phối do sự không hoàn thiện của hệ thống đo đếm điện năng, o công tác quản lý của
Công ty Điện lực, do khách hàng vi phạm quy chế sử dụng điện.


7

Vấn đề nghiên cứu, áp dụng các giải pháp để giảm tỷ lệ TTĐN xuống mức hợp
lý có ý nghĩa rất lớn trong vận hành lưới điện, bao gồm các biện pháp cần đầu tư và
không cần đầu tư. Trong luận văn này tác giả sẽ tiếp tục nghi n 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 năng tr n
địa bàn Điện lực Đồng Hới quản lý.
CHƯƠNG 2
TÍNH TOÁN, PHÂN TÍCH, ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG TỔN THẤT ĐIỆN
NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU VỰC TP ĐỒNG HỚI
2.1. Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT

2.1.1. Giới thiệu chung về phần mềm PSS/ADEPT

2.1.2. Các ước thực hiện trong phần mềm PSS/ADEPT
2.1.3. Ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT trong tính toán trà lưu công u t,
ư ng án ết lưới tối ưu
2.2. T nh t n TTĐN hiện trạn LĐ
PSS/ADEPT

2.2.1. P ư ng

khu vự T Đồng Hới bằng phần mềm

á t u t ập số liệu tính toán

- Đối với các xuất tuyến 35kV, 22kV và tại các trạm biến áp phân phối có lắp
đặt đo xa có thể thu thập số liệu òng điện, điện áp, công suất, cosφ mỗi 30 phút hàng
ngày thông qua hệ thống đo xa.
- Số liệu điện năng ti u thụ hàng tháng, òng điện, điện áp, cosφ của các trạm
biến áp phân phối được thu thập thông qua hệ thống đo xa MDMS, chư ng trình
CMIS 3.0.
- Công suất sử dụng của khách hàng ao động rất lớn theo ngày, đ m và thay đổi
trong cả năm, vì thế cần xây dựng phụ tải điển hình theo các mùa hoặc theo các tháng
trong năm.
- Khí hậu tỉnh Quảng Bình có 2 mùa rõ rệt là mùa hè và mùa đông, mùa hè từ
tháng 4 đến tháng 9 và mùa đông từ tháng 10 đến tháng năm sau. Do vậy tác giả đ
thu thập các dữ liệu và xây ựng đồ thị phụ tải điển hình đối với các xuất tuyến theo
2 mùa như tr n, tuy nhi n o hệ thống đo xa mới được hoàn thiện vào cuối năm 2017,


8

nên tác giá lấy số liệu mùa hè từ tháng 5 đến tháng 7, số liệu mùa đông từ tháng 1 đến

tháng năm 2018.
- Sau khi tiến hành thu thập và xử lý số liệu tại các công t các xuất tuyến 471478 TBA 110kV ĐH, xuất tuyến 471, 47 , 477 TBA 110kV BĐH, ta có bảng công
suất phụ tải hàng giờ, đồ thị phụ tải của ngày điển hình đối với lưới điện 35kV, 22kV
và lưới điện tổng thể TP Đồng Hới như sau:
Đồ thị phụ tải ngày điển lưới 5kV TP Đồng Hới
8000
7000
6000
5000

Phè (kW)

4000

Qhè (kVAr)

3000

Pđông (kW)

2000

Qđông (kVAr)

1000

t(h)

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

Hình 2.13. Đồ thị phụ tải ngày điển hình lưới điện 35kV TP Đồng Hới
Đồ thị phụ tải ngày điển hình lưới 22kV TP Đồng Hới
35000
30000
25000
Phè (kW)

20000

Qhè (kVAr)

15000

Pđông (kW)

10000

Qđông (kVAr)

5000
0

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

Hình 2.14. Đồ thị phụ tải ngày điển hình lưới điện 22kV TP Đồng Hới


9

Đồ thị phụ tải ngày điển hình của TP Đồng Hời
45000

40000

35000

30000
Phè (kW)
25000
Qhè (kVAr)
20000
Pđông (kW)
15000
Qđông (kVAr)
10000

5000

t(h)

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

Hình 2.15. Đồ thị phụ tải ngày điển hình TP Đồng Hới
Từ bảng thông số tr n ta thấy có các chế độ phụ tải trong ngày như sau:
- Mùa hè:
Cực đại: Pmax = 40MW, vào buổi sáng (9h00-11h00), buổi chiều (15-17) và
vào buổi tối (19h00-23h00).
Cực tiểu: Pmin= 22,87MW vào các giờ đầu ngày từ 0h00-06h00.

Trung bình: các giờ còn lại trong ngày.
- Mùa đông:
Cực đại: Pmax

39,2MW vào buổi tối (18h00-20h00).

Cực tiểu: Pmin 15,2MW vào các giờ từ 23h00-05h00 hôm sau.
Trung bình: các giờ còn lại trong ngày.


10

2.2.2. S đ tính toán
Lưới điện thành phố Đồng Hới hầu hết các xuất tuyến đều liên kết mạch vòng
với nhau, vận hành hình tia, phư ng thức vận hành c bản như phụ lục 1 kèm theo.

2.2.3. P ư ng

á tín t án TTĐN

Chọn xuất tuyến 471 trạm biến áp 110kV Đồng Hới để tính TTĐN trong khoảng
thời gian từ 01/1/2018 – 1/8/2018 theo 2 phư ng pháp sau:
a. Tính toán TTĐN theo hướng dẫn của EVN:
- Căn cứ quyết định số 994/QĐ-EVN ngày 15/9/2009 của EVN về việc tính toán
TTĐN kỹ thuật tr n lưới điện, TTĐN được xác định:
∆A

∆Po x T

∆Pmax x Kđt x T

- Tỷ lệ tổn thất điện năng kỹ thuật:
%

x100%

+ Với A (kWh) là điện năng nhận của lưới điện trong khoảng thời gian T.
Đối với xuất tuyến 471 trạm biến áp 110kV Đồng Hới:
- Tổng tổn hao không tải : ∆Po

35,847 (kW)

- Tính bằng phần mềm PSS/ADEPT ở chế độ mùa hè có:
- Mùa hè: từ 01/4/2018 đến 31/8/2018
∆Pmax hè = 48,53 (kW)
+ Kđt hè = 0,709
+ thời gian tính toán Thè= 153 x 24 = 3.672(h)
∆Ahè = 35,847x3.672 + 48,53 x 0,709 x 3.672 = 257.975,5 (kWh)
- Công suất nhận của xuất tuyến 471 mùa hè: Ahè = 14.814.384 (kWh)
- Tổn thất xuất tuyến 471 là:
he

%

257.975,5
x100% 1, 74%
14.814.384

b. Tính TTĐN theo phụ tải ngày điển hình:
- Phụ tải ngày điển hình mùa hè của xuất tuyến 471 trạm biến áp 110kV Đồng

Hới như Hình .


11

Đồ thị phụ tải ngày điển hình mùa hè XT 471 ĐH
6000
5000
4000
3000
P (kW)
Q (kVAr)

2000
1000
0

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

Hình 2.16. Đồ thị phụ tải ngày điển hình mùa hè của XT 471 Đồng Hới
Điện năng tiêu thụ trong ngày là diện tích của vùng được giới hạn bởi đường đặc
tuyến P(t), trục hoành và 2 đường thẳng t=1, t=24. Diện tích này là tổng của 24 diện
tích hình thang vuông được giới hạn bởi đường đặc tuyến P(t), trục hoành và 2 đường
thẳng t=i, t=i-1, i=1÷24.
24

A=

(Pi

i 1

Pi 1 )

i (i 1) 1
=
2
2

24

(Pi

(2.1)

Pi 1 )

i 1

Kết quả tính toán tổn thất công suất ΔP theo P từ phần mềm PSS/ADEPT của
ngày điển hình mùa hè và mùa đông như các bảng sau .
ng 2.1. ết qu tính toán ΔP theo P ngà điển hình mùa hè
Giờ

P(kW)

∆ (kW)

1

3937

28,016

2

3692

24,583

3

3527

22,409

4

3461

21,570

5

3372

20,443

6

3295

19,516

7

3637

23,838

8

3933

27,952

9

4516

37,071

10

4708

40,378


12

Giờ

P(kW)

∆ (kW)

11

5061

46,806

12

4694

40,132

13

4581

38,208

14

4795

41,907

15

5151

48,546

16

5055

46,689

17

4807

42,121

18

4254

32,845

19

4054

29,744

20

4330

34,204

21

4450

35,972

22

4787

41,752

23

4833

42,582

24

4327

33,958

Từ số liệu của đồ thị Hình 6 và
ΔP (kW)

, ta xây dựng được:

Đồ thị đường cong tổn thất

60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
0.000
1

2

3

4

5

6

7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

t (h)

Hình 2.17. Đồ thị tổn thất công suất ngày điển hình mùa hè XT 471 Đồng Hới
Giá trị tổn thất điện năng trong ngày là iện tích của vùng được giới hạn bởi
đường đặc tuyến ΔP(t), trục hoành và 2 đường thẳng t=1, t=24. Diện tích này là tổng


13

của 24 diện tích hình thang vuông được giới hạn bởi đường đặc tuyến ΔP(t), trục
hoành và 2 đường thẳng t=i, t=i-1, i=1÷24.
ΔA =

24

( Pi
i 1

Pi 1 )

i (i 1) 1
=
2
2

24

( Pi

(2.2)

Pi 1 )

i 1

Áp dụng các công thức (2.1) và (2.2), ta tính được bảng số liệu sau:
ng 2.2. Tính toán điện năng tiêu thụ và tổn thất điện năng trong ngà điển hình
mùa hè của XT 471 Đồng Hới
Giờ
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18

19
20
21
22
23
24
-

P (kW)
∆ (kW)
3937
28,016
3692
24,583
3527
22,409
3461
21,57
3372
20,443
3295
19,516
3637
23,838
3933
27,952
4516
37,071
4708
40,378

5061
46,806
4694
40,132
4581
38,208
4795
41,907
5151
48,546
5055
46,689
4807
42,121
4254
32,845
4054
29,744
4330
34,204
4450
35,972
4787
41,752
4833
42,582
4327
33,958
T n ộn
Tổn thất điện năng mùa hè:

+ ΔAhè

ΔPoxThè

ΔAtngày hè .Thè

A (kWh)
4131,8
3814,4
3609,4
3493,8
3416,2
3333,5
3465,9
3785,0
4224,6
4612,0
4884,5
4877,5
4637,2
4687,8
4973,0
5103,3
4931,1
4530,2
4153,9
4192,3
4390,4
4618,8

4810,2
4579,9
103.256,8

∆A (kWh)
30,987
26,300
23,496
21,990
21,007
19,980
21,677
25,895
32,512
38,725
43,592
43,469
39,170
40,058
45,227
47,618
44,405
37,483
31,295
31,974
35,088
38,862
42,167
38,270
821,242

14

ΔAhè = 35,847 x 153 x 24 + 821,242 x 153 = 257.280,2 (kWh)
he `

%

258.280, 2
x100% 1, 74%
14.814.384.

Qua kết quả tính toán tổn thất điện năng của xuất tuyến 471 trạm biến áp 110kV
Đồng Hới theo 2 phư ng pháp là tư ng đư ng nhau. Vì thế, ta thực hiện tính toán tổn
thất điện năng cho lưới điện TP Đồng Hới theo quyết định số 994/QĐ-EVN ngày
15/9/2009 của EVN.
T nh t n TTĐN
-

Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính TTĐN lưới điện hiện tại
ng 2.5. TTĐN lưới điện thành phố Đồng ới 8 tháng năm 2018
Sản ượn t n thất (t iệu kWh)

TT

1
2
3
4

5
6
7
8
9
10
11
12

T n xuất
tu ến

471/ĐH
472/ĐH
47 /ĐH
474/ĐH
475/ĐH
476/ĐH
477/ĐH
478/ĐH
471/BĐH
47 /BĐH
477/BĐH
72/ĐH
T n ộn

2.2.4. S

án

m
đôn
2018
(T1-3)
109,593
23,594
108,090
73,040
86,070
69,675
43,331
77,458
48,415
78,437
104,551
136,387
958,640

th n
m h
2018
(T4-8)
258,022
57,779
230,766
155,061
186,118
166,159
95,248
206,111

113,773
227,173
201,862
307,239
2.205,310

8 tháng
năm 2018
367,615
81,372
338,855
228,101
272,189
235,835
138,579
283,568
162,188
305,610
306,413
443,626
3.163,950

Sản ượn
th nh i
th n năm
201 (t iệu
kWh)
20.802,068
13.817,112
15.284,165

13.648,582
13.783,381
15.502,035
6.062,411
16.258,723
9.777,932
13.485,379
13.407,747
32.587,533
184.417,068

Tỷ ệ
TTĐN
(%)
1,77
0,59
2,22
1,67
1,97
1,52
2,29
1,74
1,66
2,27
2,29
1,36
1,72

ết quả t ực iện và ết quả tín t án t e các tín của VN

Qua kết quả thực hiện tổn thất điện năng 8 tháng đầu năm 2018, ta có bảng so
sánh giữa kết quả thực hiện và kết quả tính toán theo cách tính của EVN bằng phần
mềm PSS/ADEPT như bảng sau:


15

ng 2.6. So sánh TTĐN lưới điện trung áp Đồng ới giữa thực tế và tính toán
TT
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12

T n xuất tu ến
471/ĐH
472/ĐH
47 /ĐH
474/ĐH
475/ĐH
476/ĐH
477/ĐH

478/ĐH
471/BĐH
47 /BĐH
477/BĐH
72/ĐH
Lưới trung áp

Tỷ ệ TTĐN
thự tế (%)
2,63
1,39
2,83
1,97
2,43
1,7
2,61
2,14
2,03
1,97
4,28
1,9
2,26

Tỷ ệ TTĐN
tính toán
(%)
1,77
0,59
2,22
1,67

1,97
1,52
2,29
1,74
1,66
2,27
2,29
1,36
1,72

Tăn / iảm
(+/-)
0,86
0,80
0,61
0,30
0,46
0,18
0,32
0,40
0,37
(0,30)
1,99
0,54
0,54

Qua kết quả tính toán tổn thất điện năng theo lý thuyết và thực tế, nhận thấy
rằng kết hai kết quả có lệch nhau theo Bảng 2.6. Việc sai lệch này là do sai số của hệ
thống công t ranh giới tại đầu các xuất tuyến, o đóng mạch vòng cấp tải qua lại
giữa các xuất tuyến nhưng giữa các mạch vòng liên lạc không có công t đo đếm và

do tổn thất điện năng thư ng mại gây nên (hệ thống công t đo đếm hỏng hóc, thất
thoát do vi phạm sử dụng điện …). Tuy nhiên việc sai lệch này là không lớn và có thể
chấp nhận được. Coi kết quả tính toán TTĐN qua chư ng trình PSS/ADEPT là định
hướng để xác định khu vực tuyến trung áp nào có TTĐN cao và qua đó có giải pháp
hợp lý nhằm giảm TTĐN hàng năm.
2. . TTĐN ưới điện hạ áp
- Tổn thất phần 0,4 kV giảm dần qua các năm, năm 2016: 2,88%; năm 2017:
2,48% ; 8 tháng 2018: 2,46% .
- Số liệu quản lý vận hành các TBA công cộng như sau: Năm 2017: 270 trạm;
năm 2018: 285 trạm.
- Số liệu thực hiện TTĐN các TBA công cộng của Điện lực Đồng Hới năm
2017 và lũy kế 8 tháng 2018 được thể hiện như bảng sau:


16

B ng 2.7: TTĐN các T A công cộng năm 2017 và năm 2018

175

3% <
TTĐN <
4%
68

4% <
TTĐN <
5%
21

5% <
TTĐN <
6%
3

210

58

16

1

Năm

0% <
TTĐN

TTĐN <
3%

1

2017

3

2

2018

0

T
T

2.4. Kết luận
Để tính toán một cách chính xác các chế độ vận hành của hệ thống điện, điều
quan trong nhất là thu thập thông số đầu vào chính xác. Các số liệu về nguồn và lưới
điện có thể dễ àng xác định khi có một s đồ lưới điện chi tiết. Việc thống kê, xác
định giá trị của các phụ tải lưới điện phân phối tại cùng một thời điểm tính toán gặp
nhiều khó khăn o các thiết bị đo đếm chưa được lắp đặt đầy đủ, khối lượng tính toán
lớn. Chính vì thế, trong luận văn đ thu thập thông số vận hành của các xuất tuyến
trung áp và tại các trạm biến áp phụ tải qua hệ thống đo xa MDMS, chư ng trình
quản lý kinh oanh CMIS .0 theo mùa mưa và mùa nắng của 8 tháng năm 2018.
Như vậy, hiện nay TTĐN tr n lưới điện trung thế thành phố Đồng Hới là 2,26%
và tổn thất hạ áp là 2,46%. Kết quả trên cho thấy thực trạng TTĐN lưới điện phân
phối thành phố Đồng Hới hiện nay đang ở mức khá cao. Trong đó tổn thất tập trung
các khu vực sau:
- Khu vực hạ áp;
- Khu vực trung áp: 471//ĐH, 472/ĐH, 47 /ĐH, 475/ĐH, 477/BĐH.
Việc xác định các khu vực có tổn thất cao như tr n nhằm đưa ra các giải pháp
giảm TTĐN, nâng cao điện thư ng phẩm đáp ứng nhu cầu phụ tải trong chư ng 3.
CHƯƠNG 3
ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG
CÔNG TÁC QUẢN LÝ VẬN HÀNH LĐPP THÀNH PHỐ ĐỒNG HỚI
3.1. Các giải pháp t chức

3.1.1. Kiện toàn công tác tổ chức
- Kiện toàn Tiểu ban giảm TTĐN tại Điện lực, Giám đốc Điện lực là trưởng tiểu

ban, các thành viên bao gồm: Phó giám đốc, trưởng các phỏng, đội trưởng sản xuất


17

các khu vực. Phân công trách nhiệm các thành viên cụ thể, rõ ràng ứng với từng vị trí,
phạm vi công việc.
- Họp Tiểu ban định kỳ từ ngày 6-10 hàng tháng. Đánh giá kết quả thực hiện, đối
chiếu phân tích nguy n nhân đâu là TTĐN kỹ thuật, phi kỹ thuật.
- Giao chỉ ti u TTĐN đến từng đ n vị và cá nhân.
- Có chế độ khen thưởng kịp thời và chế tài xử phạt nghi m minh theo đúng quy
chế của Công ty Điện lực Quảng Bình.

3.1.2. Kiện toàn công tác quản
phối

t uật, quản lý vận àn lưới điện phân

- Phư ng thức vận hành c bản phải là phư ng thức tối ưu nhất, tính toán cụ thể
các phư ng án kết lưới để so sánh. Ưu ti n cấp điện cho các xuất tuyến có thư ng
phẩm lớn, giá bán điện cao.
- Khai thác hệ thống bù hiện có tối ưu và hợp lý, đảm bảo hệ số đảm bảo cosφ
0,98 tại thanh cái các xuất tuyến nhưng không được xảy ra quá bù.
-

ây ựng các phư ng án giảm TTĐN về mặt kỹ thuật có vốn đầu tư thấp như:

Kết lại lưới điện khu vực, xóa lưới chữ

để giảm bám kính cấp điện, vệ sinh, xử lý

tiếp xúc. Các phư ng án này đảm bảo tính kịp thời, hiệu quả.
- Phòng KH-KT, KD phối hợp với các đội sản xuất để thống k , đo mức độ
mang tải các TBA chuyên dùng khối c quan hành chính và làm việc với khách hàng
để đấu nối khai thác phần công suất ư thừa nhằm hạn chế non tải MBA đồng thời
giảm bán kính cấp điện, giảm chi phí đầu tư TBA mới.

3.1.3. Công tác quản lý kinh doanh
3.1.3.1. Công tác tổng hợp, phân tích TTĐN
- Hàng tháng, nghiêm túc thực hiện công tác tổng hợp, phân tích, xác định
nguyên nhân và xử lý kịp thời các khách hàng có lượng điện thư ng phẩm tiêu thụ
bất thường, các TBA phụ tải có tổn thất âm, TBA thị trấn >5%, TBA khu vực thành
phố >4.5%, các TBA có biến động 50% so với lũy kế tháng trước.
3.1.3.2. Công tác ghi chữ và phúc tra ghi chữ
- Sau khi nhập chỉ số, phải kiểm soát sản lượng bất thường trước khi in hóa
đ n và tổ chức phúc tra kịp thời.
- Phải hoàn thành việc cập nhật khách hàng biến động theo mã trạm trong vòng
30 ngày kế khi có sự thay đổi kết lưới do san tải, hoặc bổ sung trạm.


18

- Thực hiện khai thác tốt h n nữa hệ thống thu thập dữ liệu từ xa MDMS, lắp đặt
mở rộng MDMS, lắp đặt xen kẽ công t điện tử RF-Spider để đảm bảo đến cuối năm
2018 hoàn thành việc tự động đọc chỉ số cho tất cả các công t điện tử lắp đặt sau các
TBA công cộng.
3.1.3.4. Công tác kiểm tra sử dụng điện và tu ên tru ền phòng ng a trộm c p điện

3.1.4. Giải pháp về ĐTXD, SCL
- Tuân thủ định hướng ĐT D tại văn bản số 4822/EVNCPC-KH KT QLĐT

ngày 26/7/2016 của EVNCPC. Ưu ti n các anh mục đồng thời đạt được đồng thời
nhiều mục ti u như vừa chống quá tải, vừa giảm TTĐN vừa nâng cao độ tin cậy cung
cấp điện.
3.2. Các giải pháp kỹ thuật

3.2.1. Thay thế các máy biến á l u năm, tổn hao không tải lớn
Máy biến áp Amorphous có lõi thép vô định hình đ được phát triển và sử dụng
ở nhiều nước trên thế giới. Thép vô định hình là loại thép từ tính có chiều dày bằng
1/10 của thép silic truyền thống, có độ từ thẩm cao và tổn hao rất thấp. Sản phẩm máy
biến áp phân phối lõi từ làm bằng thép vô định hình có thông số tổn hao không tải
bằng 1/4 đến 1/3 so với máy biến áp sử dụng thép silic truyền thống, tổn hao có tải
các MBA Amorphous và MBA silic tư ng đư ng nhau. Nhiệt độ lõi thép thấp, giảm
đáng kể lượng khí thải CO2 ra môi trường.
Vì vậy có thể tính hiệu quả giảm tổn thất điện năng khi lắp đặt MBA
Amorphous như sau:
∆A = (Po Silic - Po Amorphous) x T
Trong đó:
Po Silic : Tổn hao không tải MBA lõi thép silic.
Po Amorphous : Tổn hao không tải MBA lõi thép Amorphous.
T: số giờ vận hành trong thời gian xem xét.
Hiệu quả về giảm phát thải khí nhà kính (CO2)
Điện năng tổn hao giảm được sẽ giúp làm giảm khí nhà kính để sản xuất ra
lượng điện năng này. Công thức tính như sau:
E ∆A x EF grid
Trong đó:
∆A : Lượng điện năng giảm được tính theo đ n vị thời gian (năm).


19

EF grid : Hệ số phát thải CO2 của lưới điện. Theo số liệu của Bộ Tài nguyên và
Môi trường EF grid = 0,6612 tấn CO2/MWh.
Đây là giải pháp mang tính lâu dài, ổn định và hiệu quả, góp phần giảm TTĐN
theo lộ trình trong thời gian tới. Tuy nhiên, vốn đầu tư để thay thế toàn bộ máy biến
áp hiện hữu trong thời gian ngắn là hết sức khó khăn, cần có lộ trình nhiều năm để
thực hiện.
Hiện tại Điện lực Đồng Hới có 1 2 MBA có sản xuất tr n 15 năm, trong đó có
45 máy của khách hàng và 87 máy là tài sản của ngành điện.
Đề xuất thay thế 87 MBA là tài sản của ngành điện bằng các MBA Amorphous
có tổn hao không tải thấp. Tính toán lượng điện năng tiết kiệm được trong 1 năm như
Bảng sau:
B ng 3.2. Tính toán s n lượng điện năng tiết kiệm khi thay MBA Amorphous
Chủn
TT
ại
MBA
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13

15
25
50
75
100
160
180
250
320
400
500
560
630
Tổng

3.2.3. Đầu tư x

Số
ượn

4
3
3
2
9
18
1
26
3
10

6
1
1
87

∆
∆
MBA
MBA
Amor
thườn
phous
(W)
(W)
17
22
36
49
75
95
115
125
145
165
220
220
270

50
67

190
260
330
510
510
550
700
900
1000
1000
1300

∑∆
∑∆
SL điện
MBA
Ch nh
MBA
tiết kiệm 1
Amor
ệ h
thườn
năm
phous
(W)
(kWh/
(kWh/
(kWh/
năm)
năm)

năm)
132
595,7
1.752,0
1.156,3
135
578,2
1.760,8
1.182,6
462
946,1
4.993,2
4.047,1
422
858,5
4.555,2
3.696,7
2295 5.913,0 26.017,2
20.104,2
7470 14.979,6 80.416,8
65.437,2
395
1.007,4
4.467,6
3.460,2
11050 28.470,0 125.268,0 96.798,0
1665 3.810,6 18.396,0
14.585,4
7350 14.454,0 78.840,0
64.386,0

4680 11.563,2 52.560,0
40.996,8
780
1.927,2
8.760,0
6.832,8
1030 2.365,2 11.388,0
9.022,8
37.866
331.706,2

ựng tr m 110 V ả Nin

Khu vực xã Bảo Ninh, TP Đồng Hới là một trong các khu vực trong điểm phát
triển du lịch của TP Đồng Hới và tỉnh Quảng Bình, dự kiến đến năm 2020 phụ tải


20

trong khu vực xã Bảo Ninh sẽ tăng trưởng đột biến với Pmax khu vực dự kiến khoảng
15MW dẫn tới quả tải hệ thống điện cấp điện cho khu vực (được cấp điện qua 2 XT
473, 478 trạm 110kV Đồng Hới).
3.2.3.1. Phương án đầu tư trạm 110kV B o Ninh và đấu nối
- Vị trí trạm 110kV: Tại khu đất quy hoạch trồng cây hoa màu nằm phía Tây
tiếp giáp đường quy hoạch 36m (nối từ đường qua cầu Nhật Lệ 2 đi x Võ Ninh,
huyện Quảng Ninh) cách đường qua cầu Nhật Lệ 3 khoảng 350m về phía Nam.
- Cấp điện áp trạm

: 110/22kV.

- Công suất TBA dự kiến : 2x40MVA (Lắp trước 01 MBA 40MVA).
- Chiều ài tuyến 110kV : 9,973 km
- Phần đấu nối 22kV sau trạm: ây ựng mới 06 xuất tuyến 22kV gồm:
3.2.3.2. Tính toán TTĐN sau khi có trạm 110kV B o Ninh
- Để xác định trào lưu công suất và tổn thất công suất ta thực hiện các bước sau:
+ Thực hiện chuyển tải các xuất tuyến về dạng c bản Pbase, Qbase.
Ghép s đồ lưới các xuất tuyến của mỗi khu vực về chung 1 s đồ với các nút
thiết lập không được trùng tên.
+ Chạy trào lưu công suất để tìm điểm mở.
+ Do các xuất tuyến mới của trạm 110kV Bảo Ninh chỉ cấp điện cho các phụ tải
của 3 xuất tuyến 472, 473, 478 trạm 110kV Đồng Hới nên ta chỉ tỉnh lại tổn thất công
suất của 3 xuất tuyến trên khi có trạm 110kV Bảo Ninh và tổn thất công suất của các
xuất tuyến 22kV trạm 110kV Bảo Ninh.
+ Công suất của các phụ tải lấy theo tốc độ tăng trưởng bình quân 15,4% / năm
và có tính đến các phụ tải khách sạn lớn sẽ được đầu tư trong giai đoạn 2018-2020
như khách sạn Pullman, khu đô thị Nam Bảo Ninh …. [1 ], o đó các xuất tuyến có
liên quan ta lấy hệ số Load scale là 1,3317.
Sau khi sử ụng phần mềm PSS/ADEPT để tính toán tổn thất công suất khu vực
ảnh hưởng của dự án, ta có giá trị ở bảng .
ng 3.3. Tính toán hiệu u khi đầu tư trạm 110k
Δ m x (KW)
TT

Tên XT

T ướ

Sau

T ướ khi đầu tư t ạm 110kV Bả Ninh

Ch nh
ệ h

Kđttb

o Ninh
ΔA
(KWh)

Hệ
số
Scale


21

Δ m x (KW)
TT

Tên XT

T ướ

Sau

1
472/ĐH
57,679
2

47 /ĐH
68,679
3
478/ĐH
65,957
S u khi đầu tư t ạm 110kV Bả Ninh
T ạm 110kV Đồn Hới
1
472/ĐH
7,508
2
47 /ĐH
4,108
3
478/ĐH
19,078
T ạm 110kV Bả Ninh
1 471/BN
2,393
2 472/BN
6,843
3 473/BN
16,499
4 474/BN
13,385
5 475/BN
12,41
6 476/BN
19,115
T n

192,315 101,339

Ch nh
ệ h

Kđttb

ΔA
(KWh)

Hệ
số
Scale
1,332
1,332
1,332

1,332
1,332
1,332
1,332
1,332
1,332
1,332
1,332
1,332
90,976 0,597 475.952,0

3.2.3.3. Tính toán chọn điểm m tối ưu sau khi có trạm 110kV B o Ninh
- 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 c bản Pbase, Qbase.
Ghép s đồ lưới các xuất tuyến của mỗi khu vực về chung 1 s đồ với các nút
thiết lập không được trùng tên.
Tìm điểm mở tối ưu.
- Các điểm mở theo kết lưới c bản như bảng 3.4
- Thực hiện chạy bài toán TOPO với thiết bị đóng cắt hiện trạng ta có kết quả
như bảng 3.5:


22

Sau khi thay đổi điểm mở góp phần làm giảm TTĐN của lưới điện phân phối
của Điện lực Đồng Hới giảm được như bảng .6:
B ng 3.6. iệu u khi tha đổi điểm m tối ưu
Điểm m hiện
t ạn

S u khi th
đ i điểm m

∆P
(kW)

∆Q
(kVAR)

∆P
(kW)

208,15

538,79

199,41

Công suất tiết
kiệm được

∆Q
∆P
(kVAR) (kW)
512,52

Điện năn tiết
kiệm đượ

∆Q
(kVAR)

Kđttb

∆A
(kWh)

26,27

0,547

41.879,6

8,74

3.3. Tính toán hiệu quả sau khi áp dụng các giải pháp
*. Tính lượng tổn thất điện năng giảm hàng năm
- Giải pháp thay máy biến áp lâu năm:
∆A1

1.706,2 (kWh/năm).

- Giải pháp đầu tư xây ựng trạm 110kV Bảo Ninh:
∆A2 = 475.952 (kWh/năm).
- Giải pháp tối ưu hóa điểm mở:
∆A3 = 41.879,6 (kWh/năm).
Tổng lượng điện năng tiết kiệm trong một năm :
ΔATK ∑ = ∆A1

∆A2

∆A3

849.5 7,8 (kWh/năm).
Giá trị làm lợi hàng năm
Giá trị làm lợi do giảm TTĐN
G = ΔATK ∑ * g.
Với:
 ΔATK ∑ 849.5 7,8 (kWh/năm)
 g là giá mua điện bình quân 8 tháng năm 2018, g = 1937,76 đ/kWh.
G = ΔATK ∑* g = 1.646.200.367,328 đồng.
*. Tính toán hiệu quả kinh tế khi áp dụng các giải pháp

- Các giả thiết tính toán kinh tế như sau:
Giá bán điện: giá bình quân của Điện lực Đồng Hới năm 2018: 1937,76
đ/kWh.


23

+ Hệ số chiết khấu i%: lấy bằng lãi vay của ngân hàng 8%/năm.
Đời sống công trình: 20 năm.
Giá bán điện năm sau ự kiến tăng h n năm trước

0 đồng/năm.

- Tổng mức đầu tư cho các hạng mục li n quan như sau:
+ Vốn đầu tư trạm 110kV Bảo Ninh: 187.070.771.000 đồng.
+ Vốn chênh lệch thay MBA Amorphous: 2.482.523.000 đồng.
+ Tổng vốn đầu tư: 189.553.294.000 đồng
- Kết quả tính toán kết quả về mặt kinh tế như sau:
+ IRR = 30,45% (Tỷ suất hoàn vốn nội bộ).
+ NPV=2.738.461 triệu đồng (Giá tr hiện tại thuần).
+ B/c=1,39 (Tỷ số lợi ích/ chi phí)
Thv 11 năm (thời gian thu hồi vốn).
- Giải pháp có hiệu quả về mặt tài chính.
Ngoài ra lượng điện năng tiết kiệm được do giảm tổn thất còn có ý nghĩa lớn
trong việc giảm áp lực cung ứng điện cho xã hội. Giúp nghành điện giảm bớt áp lực
vốn đầu tư cải tạo nâng cấp LĐPP và giảm chi phí nhiên liệu phục vụ phát điện
(nước, dầu, khí...).
3.4. Kết luận
Để tính toán đưa ra các giải pháp giảm tổn thất điện năng tr n lưới điện phân
phối chúng ta phải thu thập được số liệu đầu vào một cách chính xác. Các số liệu về

thông số kỹ thuật về lưới điện có thể thu thập và tính toán một cách dễ àng , đảm
bảo độ chính xác khi có được một s đồ lưới điện chi tiết , ứng dụng các phần mềm
quản lý và các thiết bị tự động đo xa. Trong nội dung luận văn này tác giả đ ứng
dụng phần mềm PSS/ADEPT để mô phỏng tính toán phân bổ công suất, TTĐN tr n
lưới phân phối TP Đồng Hới, từ đó đề xuất các giải pháp có thể thực hiện giảm tổn
thất điện năng mang tính khả thi ,cụ thể như sau:
- Kết lưới trung áp 22 kV hợp lý.
- Thay thế các MBA có tổi thọ tr n 15 năm bằng MBA Amorphous.
- Đầu tư xây ựng trạm 110kV Bảo Ninh để đảm bảo khả năng cấp điện cho khu
vực trọng tâm phát triển u lịch, ịch vụ của TP Đồng Hới.
Kết quả các giải pháp giảm TTĐN, hiệu quả làm lợi mang lại trong 1 năm
khoảng 1.646.200. 67, 28 đồng.