Nghiên cứu, đề xuất giải pháp bù tối ưu công suất phản kháng nhằm giảm tổn thất điện năng cho lưới điện huyện Quảng Trạch

1

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

TRẦN LONG KẾ

NGHIÊN CỨU, ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP
BÙ TỐI ƯU CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG
NHẰM GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CHO
LƯỚI ĐIỆN HUYỆN QUẢNG TRẠCH

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2019


Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: PGS. TS. NGÔ VĂN DƯỠNG

Phản biện 1: TS. TRẦN TẤN VINH

Phản biện 2: TS. VÕ NHƯ QUỐC

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc
sĩ kỹ thuật điện họp tại Trường Đại học Bách khoa vào ngày 22 tháng

12 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 và tính cấp thiết chọn đề tài
Trong quá trình hội nhập và phát triển. Điện năng đóng vai trò quan trọng sự
phát triển kinh tế của mỗi quốc gia bởi nó cung cấp điện cho các ngành nghề khác có
thể hoạt động sản xuất kinh doanh, nếu không có điện thì ngành công nghiệp không
thể tồn tại và phát triển. Bên cạnh đó, điện cũng rất cần thiết cho đời sống sinh hoạt
dân cư, nó góp phần nâng cao chất lượng cuộc sống của người dân. Những năm qua
tốc độ phát triển kinh tế xã hội nước ta nói chung và địa bàn huyện Quảng Trạch nói
riêng tăng cao. Vì vậy nhu cầu sử dụng điện cũng tăng theo. Vì vậy để nâng cao chất
lượng điện năng, đảm bảo cung cấp điện an toàn, ổn định, liên tục và chất lượng.
Phục vụ chính trị, an ninh quốc phòng, phát triển kinh tế xã hội và nhu cầu sinh hoạt
của nhân dân thì việc giảm tổn thất điện năng là một vấn đề cấp thiết và cực kỳ
quan trọng.
Trong hệ thống điện miền Trung nói chung và hệ thống điện huyện Quảng
Trạch 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. Thêm vào khả năng phát công suất phản
kháng của các nhà máy điện rất hạn chế cosphi = 0,8 – 0,85. Ngoài ra vì lý do kinh
tế, người ta không chế tạo các máy phát có khả năng phát nhiều công suất phản
kháng đủ cho chế đố phụ tải lớn nhất, mà nó chỉ làm chức năng điều chỉnh công suất

phản kháng trong hệ thống điện để đáp ứng được nhanh chóng yêu cầu thay đồi phụ
tải. Do đó phần công suất phản kháng sẽ được bù bằng các nguồn công suất phản
kháng đặt thêm gọi chung là nguồn công suất bù.
Lưới điện thuộc khu vực huyện Quảng Trạch trong những năm qua đã được
đầu tư về hệ thống tụ bù công suất phản kháng. Tuy nhiên chưa đặt hiệu quả cao.
Nguyên nhân là do sự phát triển thay đổi lưới điện chưa đồng bộ và các phụ tải thay
đổi liên tục theo từng năm dẫn đến vị trí lắp đặt tụ bù không còn hợp lý nữa. Vì vậy
để nghiên cứu. tính toán, đề xuất một số giải pháp hợp lý và hiệu quả tác giả chọn đề
tài “Nghiên cứu, đề xuất giải pháp bù tối ưu công suất phản kháng nhằm giảm
tổn thất điện năng cho lưới điện huyện Quảng Trạch”
2. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
- Đối tượng nghiên cứu là hệ thống bù lưới điện phân phối thuộc phạm vi huyện
Quảng Trạch. Khảo sát nghiên cứu tổng thể hệ thống bù từ đó đánh giá phân tích đưa
ra các giải pháp bù công suất phản kháng tối ưu và hợp lý.


2
- Phạm vi nghiên cứu của đề tài là toàn bộ lưới điện phân phối (lưới Trung áp,
hạ áp) cấp điện cho phụ tải sinh hoạt và chuyên dùng của khu vực huyện Quảng
Trạch.
3. Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu
Mục tiêu của đề tài:
a. Phân tích các chế độ làm việc hiện hành của lưới phân phối 22kV huyện
Quảng Trạch.
b. Nghiên cứu tính toán, đề xuất các giải pháp bù tối ưu công suất phản kháng
trên hệ thống lưới điện V
c. Từ nhu cầu sử dụng điện của các hộ phụ tải và thực trạng nguồn, khảo sát
xây dựng hệ thống sơ đồ phân phối phụ tải, tính toán đề xuất các vị trí lắp
đặt hệ thống bù kèm theo dung lượng bù cho lưới điện
d. Sử dụng các phần mềm và chương trình trong ngành điện để kiểm soát hệ

thống bù trên lưới.
Nhiệm vụ nghiên cứu
Từ mục tiêu nghiên cứu như trên, nên nhiệm vụ của luận văn bao gồm các vấn
đề sau:
a. Đánh giá hiện trạng nguồn, lưới điện, nhu cầu sử dụng điện năng, tình hình
cung cấp điện và tính chất phụ tải trên địa bàn huyện Quảng Trạch.
b. Lý thuyết về công suất phản kháng, bù công suất phản kháng và ảnh hưởng
của nó về vấn đề tổn thất điện năng.
c. Ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính toán lựa chọn dung lượng bù
hợp lý.
d. Phân tích được ưu điểm, nhược điểm của phương pháp và khả năng áp
dụng của nó vào lưới điện huyện Quảng Trạch.
4. Ý nghĩa khoa học và tính thực tiễn
- Góp phần nâng cao chất lượng điện, khả năng truyền tải và khả năng vận hành
lưới điện của Việt Nam nói chung và lưới điện huyện Quảng Trạch nói riêng ngày
càng tốt hơn.
- Giúp giảm chi phí về vận hành, sửa chữa, cũng như giúp giảm tổn hao về năng
lượng. Mang lại nhiều lợi ích về kinh tế cho ngành điện.
- Làm tài liệu tham khảo cho công tác nghiên cứu và vận hành lưới điện
phân phối.


3
5. Tên đề tài
“Nghiên cứu, đề xuất giải pháp bù tối ưu công suất phản kháng nhằm giảm
tổn thất điện năng cho lưới điện huyện Quảng Trạch”.
6. Phương pháp nghiên cứu
- Khảo sát tình hình thực tế, thực trang lưới điện, xây dựng sơ đồ phân bố
phụ tải.
- Thu thập các thông số vận hành, tổn thất điện năng (bằng chương trình DSPM,

CMIS.
- Phân tích các phương pháp bù công suất phản kháng rồi từ đó xây dựng mô
hình phù hợp cho lưới điện áp dụng cho lưới điện huyện Quảng Trạch.
- Tính toán dung lượng cần bù cho lưới điện. Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT
để tính toán phân bố tối ưu cho hệ thống.
7. Bố cục luận văn
Chương 1: Tổng quan về lưới điện phân phối và tình hình TTĐN của huyện
Quảng Trạch – Tỉnh Quảng Bình
Chương 2: Cơ sở tính toán tổn thất điện năng và phần mềm Pss/Adept
Chương 3: Tính toán phân tích các chế độ vận hành của lưới điện huyện
Quảng Trạch
Chương 4: Tính toán đề xuất giải pháp bù công suất phản kháng cho khu vực
huyện Quảng Trạch
Kết luận và kiến nghị
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ TÌNH HÌNH TỔN THẤT ĐIỆN
NĂNG CỦA HUYỆN QUẢNG TRẠCH – TỈNH QUẢNG BÌNH
1.1 Quá trình hình thành và phát triển của lưới điện huyện Quảng Trạch
Lưới điện huyện Quảng Trạch nhận điện lưới từ các TBA 110kV Ba Đồn,
Hòn La.
- Tổng số công tơ: 29.400 công tơ.
Các TBA 110kV cấp điện cho huyện Quảng Trạch qua các xuất tuyến như sau:
TBA 110kV Ba Đồn: gồm các xuất tuyến 473, 477, 478; và các xuất tuyến
471, 473, 474, 475 Roòn nhận nguồn từ xuất tuyến 478 Ba Đồn qua TC Roòn.
TBA 110kV Hòn La: gồm các xuất tuyến 472, 474, 476, 478.


4
Phụ tải điện của Điện lực Quảng Trạch gồm nhiều thành phần từ sinh hoạt thành thị,
nông thôn, công nghiệp, dịch vụ, nông nghiệp… với tổng số 59,404 khách hàng.

Lưới điện thuộc thuộc quản lý của điện lực Quảng Trạch bao gồm lưới điện huyện
Quảng Trạch và thị xã Ba Đồn. Trải qua nhiều phương án hoàn thiện cải tạo đã có nhiều
sự thay đồi trong nhiều năm qua.
1.2. Thực trạng tổn thất điện năng của lưới điện phân phối Điện lực Quảng
Trạch.
Tổn thất điện năng hiện trạng
* Tổn thất chung:
Hiện nay, trong công tác quản lý kinh doanh điện năng tại các Điện lực, việc
tính toán tổn thất kinh doanh hàng tháng đang thực hiện theo nguyên tắc:
- Điện giao, nhận: Sản lượng điện năng giao, nhận giữa Điện lực với Công ty
được chốt vào 0h00 ngày 01 hàng tháng thông qua hệ thống đo xa.
* Tổn thất theo các cấp điện áp:
1.3. Một số giải pháp đã thực hiện đã thực hiện để giảm tổn thất của lưới điện
1.3.1. Giải pháp kỹ thuật.
1.3.1.1. Về điện áp và chất lượng điện
- Bù công suất phản kháng:
- Cân bằng pha các trạm biến áp lệch pha >15%, điều chỉnh đầu phân áp MBA
phân phối đạt 231V vào giờ thấp điểm nếu có phát sinh trong tháng
1.3.1.2. Về công tác quản lý vận hành, xử lý sự cố
- Hàng tháng kiểm tra định kỳ điện áp cuối đường dây trung, hạ áp và tổ chức
khắc phục ngay vào tháng liền kề.
- Kiểm tra định kỳ ngày (đêm) đường dây trung, hạ áp và trạm biến áp phân
phối.
- Kiểm tra vệ sinh và thí nghiệm thiết bị điện
- Thí nghiệm và vệ sinh định kỳ máy biến áp
- Đo tải, tính toán cỡ chì bảo vệ lưới phân phối và thay thế chì phù hợp phụ tải
1.3.1.3. Về công tác sửa chữa lớn, ĐTXD:
1.3.1.4. Về quản lý chất lượng vật tư thiết bị trên lưới điện:
1.3.1.5. Về giảm tổn hao trên MBA phân phối và trên dây dẫn điện:
- Thường xuyên thực hiện phát quang trên đường dây trung, hạ áp không để

cây xanh va chạm vào đường dây.
- Xử lý thay mối nối tiếp xúc xấu tại vị trí đấu nối thiết bị trung, hạ áp và vị trí
đấu nối cáp hạ áp TBA lên lưới hạ áp, trong đó ưu tiên thực hiện trước tại các thiết
bị trên đường trục và trạm biến áp có phụ tải lớn.


5
- Dự báo chính xác phụ tải để có phương án cấp điện hợp lý nhằm giảm
TTĐN.
- Hạn chế chuyển nguồn trong thời gian cao điểm, đóng kết vòng các phát
tuyến có bán kính cấp điện dài.- Thực hiện chương trình củng cố lưới điện, đặc
biệt lưu ý xử lý các mối nối hở trên lưới điện.
1.3.2. Giải pháp thương mại:
Ngay từ đầu năm Điện lực huyện Quảng Trạch đã lập chương trình trọng tâm
giảm tổn thất thương mại với các giải pháp chính như sau:
1.3.3.1. Đối với khách hàng sử dụng điện qua trạm chuyên dùng:
1.3.3.2. Đối với trạm biến áp công cộng:
1.3.3.3. Đối với khách hàng sử dụng điện:
1.3.3.4. Đối với trường hợp hư hỏng công tơ:
1.4. Kết luận
Huyện Quảng Trạch với địa hình khá rông. Phụ tải ít tập trung đang còn nhiều.
Lưới điện đang trong quá trình hoàn thiện theo từng năm nên tình hình tổn thất điện
năng còn khá cao. Theo lũy kế các tháng trong năm 2018 tổn thất đã giảm và giảm
sâu hơn so với cùng kỳ năm ngoái nhưng vẫn chưa đạt theo các chỉ tiêu kế hoạch đặt
ra. Tui đã có những giải pháp cụ thể song vẫn chưa đạt được hiệu quả cao. Vì vậy
cần nghiên cứu các giải pháp cụ thể để áp dụng nhằm giảm TTĐN cho khu vực
Huyện Quảng Trạch.
CHƯƠNG 2
CƠ SỞ TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG VÀ PHẦN MỀM PSS/ADEPT
2.1. Các phương pháp tính toán tổn thất công suất và tổn thất điện năng.

2.1.1. Vai trò, ý nghĩa của bài toán xác định TTCS, TTĐN.
2.1.1.1. Tính toán, phân tích TTCS và TTĐN trong quản lý vận hành hệ thống cung
cấp điện
Lưới điện được xây dựng trên cơ sở bài toán quy hoạch thiết kế, các phần tử
của lưới được lựa chọn đồng thời trong cơ sở đảm bảo của yêu cầu kinh tế - kỹ thuật.
Tuy nhiên trong quá trình vận hành, do sự biến động của phụ tải theo thời gian làm
cho các thông số lưới thiết kế không còn phụ hợp, dẫn đến các chỉ tiêu kinh tế - kỹ
thuật của lưới có thể không đạt được mong muốn.
2.1.1.2. Những tồn tại trong các phương pháp tính toán TTCS và TTĐN
a. Đặc điểm tính toán TTCS và TTĐN trong các bài toán quy hoạch thiết kế và
các bài toán quản lý vận hành
b. Lựa chọn và xây dựng phương pháp tính toán TTCS và TTĐN


6
2.1.2. Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số TTCS và TTĐN trong hệ thống cung
cấp điện
2.1.2.1. Quan hệ giữa các phương pháp tính toán TTCS và TTĐN
Có hai nội dung khi phân tích tổn thất, tính toán TTCS và TTĐN đều cùng
phải lựa chọn cách tính thích hợp, tính toán đúng TTCS chỉ mới là điều kiện cần để
có thể tính được TTĐN. Sự phụ thuộc phi tuyến (gần như bậc hai) giữa tổn thất công
suất với trị số công suất phụ tải làm cho việc xác định tổn thất điện năng tương đối
phức tạp, để đạt độ chính xác cao cần phải có thêm các thông tin về biểu đồ vận
hành, các đặc trưng của phụ tải và cách xử lý tính toán.
Các công thức trên chỉ là gần đúng, lấy theo thực nghiệm và tiệm cận hóa,
nhất là được xác định trên những lưới điển hình, có cấu trúc tiêu chuẩn của nước
ngoài, điều này không phụ hợp cho lưới điện nước ta.
2.1.2.2. Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số TTCS
a. Đường dây tải điện
Thông số của đường dây gồm: điện trở, điện kháng, điện dẫn và dung dẫn hầu

như phân bố đồng đều dọc theo đường dây, đối với LPP trên không khi tính toán
thường bỏ qua thành phần tổng dẫn mà không gây nên sai số đáng kể.
Đối với LPP thường tiết điện dây nhỏ nên có giá trị điện trở lớn, do đó tổn thất
trên phần tử này là đáng kể và chiếm tỷ trọng lớn trong TTCS và TTĐN việc xác
định tiết diện dây dẫn hợp lý sẽ làm giảm đáng kể tổn thất trong LPP.
Ảnh hưởng của nhiệt độ
Khi tính toán TTCS và TTĐN xem điện trở tác dụng của đường dây là không
đổi, nhưng thực tế, điện trở thay đổi theo nhiệt độ của dây dẫn:
Khi xác định TTCS không xét đến ảnh hưởng điện áp thì xem U = U đm, TTCS
khi có tính đến và không tính đến đặc tính tĩnh của phụ tải sẽ sai khác nhau (10-20%)
tùy thuộc cấp điện áp, hệ số công suất của tải và phụ tải của mạng, khi cần tăng tính
chính xác tính toán TTCS cần xét đến sự thay đổi điện áp tại các nút.
f. Ảnh hưởng của thay đổi cấu trúc và phương thức vận hành
Thực tế cấu trúc của lưới điện thường ở trạng thái động, do trong quá trình làm
việc thường xảy ra các trạng thái vận hành khác nhau, như đóng cắt của đường dây,
các trạm biến áp bị sự cố, tiến hành sữa chữa định kỳ… Ứng với mỗi trạng thái,
phương thức vận hành khác nhau phân bố công suất trong lưới sẽ thay đổi, khi đó giá
trị TTCS sẽ thay đổi tương ứng.
2.1.2.3. Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số TTĐN
Chúng ta biết rằng TTCS có ảnh hưởng trực tiếp lớn nhất đến TTĐN, do đó
các yếu tố ảnh hưởng đến TTCS đều ảnh hưởng đến TTĐN. Ngoài ra TTĐN còn phụ
thuộc vào biến đổi phụ tải, đặc tính của các hộ tiêu thụ điện, cấu trúc lưới và phương


7
thức vận hành. Việc sử dụng các giải pháp kỹ thuật cũng như khuyến khích kinh tế
trong vấn để sử dụng điện năng đối với các phụ tải như: quản lý nhu cầu điện năng,
mua bán điện bằng công tơ nhiều giá, tính toán, điều khiển tối ưu phương thức vận
hành… sẽ cho phép giảm đáng kể TTĐN trong mạng điện.
a. Biểu đồ phụ tải và các yếu tố ảnh hưởng đến TTĐN trong HTĐ

b. Độ chính xác trong tính toán TTĐN trong điều kiện vận hành
Khi giảm được một vài phần trăm TTĐN trong quá trình vận hành sẽ làm lợi
hàng ngàn triệu đồng. Do đó, cần phải chọn được phương pháp tính toán hợp lý, nếu
giải quyết được vấn đề này thì sẽ có được công cụ tốt, trên cơ sở đó cho phép phân
tích được các nguyên nhân gây nên tổn thất và đề xuất những biện pháp giảm tổn
thất hợp lý, mang lại hiệu quả kinh tế - kỹ thuật cao.
Đồ thị phụ tải điện biến thiên theo sự thay đổi của phụ tải mang tính ngẫu
nhiên, tuy vậy vẫn có những quy luật nhất định. Để tính toán chính xác được TTĐN,
chung ta cần phải xây dựng được đồ thị phụ tải điển hình đặc trưng theo ngày, theo
mùa của phụ tải.
2.1.3. Tính toán tổn thất công suất trong quản lý vận hành
2.1.3.1. Cơ sở phương pháp
Khi tính toán lưới phân phối, do yêu cầu độ chính xác không cao nên người ta
thường sừ dụng phương pháp gần đúng khi tính phân bố công suất cũng như tổn thất
trong mạng theo điện áp định mức. Cách tính này không thể sử dụng để phân tích tổn
thất các lưới điện cụ thể cả khi vận hành. Do đó cần, phải lựa chọn phương pháp tính
toán có thể xét đến đầy đủ các yếu tố tạo nên độ chính xác thỏa đáng.
2.1.3.2. Phương pháp giải và các chương trình tính toán
Hình 2.1 là sơ đồ khối các bước tính toán của phép lặp Newton trong các
phương trình tình toán.
2.1.3.3. Xác định TTCS trong điều kiện vận hành bằng chương trình tính toán
Việc tính toán chính xác TTCS trong lưới điện hiện nay được thực hiện tương
đối dễ dạng nhờ các chương trình giải tích mạng điện, nhưng cần mô tả đầy đủ các
yếu tố khi thiết lập sơ đồ tính toán và lựa chọn chương chình tính thích hợp.


8

Sơ đồ thuật toán của phương pháp Newton.
2.1.4. Tính toán tổn thất điện năng trong hệ thống điện

Trong thực tế vận hành, người ta thường sử dụng phổ biến khái niệm tổn thất
báo cáo. Tổn thất báo cáo được đánh giá bởi hiệu số của chỉ số công tơ điện tính
lượng điện năng tải vào mạng và chỉ số công tơ điện đặt tại các hộ tiêu thụ. Giá trị
hiệu số này (được gọi là tổn thất kinh doanh) thường mắc phải những sai sót lớn - do
một số nguyên nhân sau đây:
Hiện nay có nhiều phương pháp tính toán tổn thất điện năng. Mỗi phương
pháp đặc trưng bởi những thông số tính toán ban đầu. Vậy nên lựa chọn phương
pháp tính toán nào mà thông số tính toán ban đầu dễ thu thập, kết quả tính toán chính
xác cao, là một nghiên cứu cần thiết.


9
2.1.4.1. Phương pháp tích phân đồ thị
Phương pháp này có độ chính xác cao, nhưng khó thực hiện. Trong tính toán
thực tế để tăng độ chính xác không sử dụng đồ thị phụ tải năm mà sử dụng đồ thị phụ
tải ngày đặc trưng. Việc tính toán TTĐN không đảm bảo được chính xác, vì trong hệ
thống luôn có sự thay đổi thường xuyên và không thường xuyên của những ngày
khảo sát.
2.1.4.2. Phương pháp dòng điện trung bình bình phương
Trong biểu thức trên, trị số của Imax và R dễ dàng tìm được, chỉ cần xét cách
xác định τ là có thể tính được ∆A. τ được xác định nhờ mối quan hệ giữa Tmax và
cosφ. Có nhiều phương pháp để xây dựng mối quan hệ τ = f(Tmax, cosφ).
Tuy nhiên các công thức trên chỉ là gần đúng, lấy theo thực nghiệm và tiệm
cận hoá, sử dụng trong điều kiện vận hành là không hợp lý. Phương pháp này được
dùng chủ yếu trong thiết kế mạng điện khu vực với giả thiết biết trước Imax và cos .
2.1.4.4. Phương pháp đường cong tổn thất
a. Đặt vấn đề:
b. Tính toán TTĐN bằng phương pháp đường cong tổn thất:
c. Đường cong tổn thất công suất trong lưới điện
d. Phương pháp tính toán để xây dựng đường cong tổn thất

e. Ứng dụng của đường cong tổn thất trong thiết kế, vận hành
Khi phụ tải thấp (dưới miền tối ưu), tỷ lệ tổn thất tăng do tổn hao không tải,
còn khi phụ tải cao, tỷ lệ tổn thất cũng tăng do tải qua các trạm biến áp tăng và sụt áp
quá lớn trên các đường dây. Khi đó ứng với mỗi trường hợp cách xử lý giảm tổn thất
sẽ khác nhau, trường hợp đầu, tổn thất có thể giảm được bằng cách tối ưu hóa số
lượng có máy biến áp làm việc để giảm tổn thất không tải. Trường hợp sau, cần nghĩ
đến các khả năng đặt thêm thiết bị bù, nâng cao khả năng tải của các phần tử mạng
điện, tối ưu hóa sơ đồ vận hành mạng điện…
2.1.4.5. Phương pháp tính toán theo thực tế của EVN
2.3. Cơ sở lý thuyết phần mềm PSS/ADEPT
2.3.1. Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT
Phần mềm PSS/ADEPT (Power System Simulator/Advanced Distribution
Engineering Productivity Tool) là phần mềm tiện ích mô phỏng hệ thống điện và
là công cụ phân tích LĐPP với các chức năng sau:
1. Phân bố công suất (Load Flow Analysis).
2. Tính toán ngắn mạch tại 1 điểm hay nhiều điểm (Fault, Fault all Analysis)
3. Phân tích bài toán khởi động động cơ (Motor Starting )
4. Tối ưu hoá việc lắp đặt tụ bù cố định và điều chỉnh (CAPO).


10
5. Bài toán phân tích sóng hài (Harmonic Analysis).
6. Phối hợp bảo vệ (Protective Coordination).
7. Phân tích điểm mở tối ưu (TOPO).
8. Phân tích độ tin cậy lưới điện (DRA).
Sơ đồ áp dụng triển khai PSS/ADEPT như Hình 2.2.
Phần mềm PSS/ADEPT được phát triển dành cho các kỹ sư và nhân viên kỹ
thuật trong ngành điện. Nó được sử dụng như một công cụ để thiết kế và phân tích
lưới điện phân phối. PSS/ADEPT cũng cho phép chúng ta thiết kế, chỉnh sửa và phân
tích sơ đồ lưới và các mô hình lưới điện một cách trực quan theo giao diện đồ họa

với số nút không giới hạn.
2.3.2. Các modul
a) Modul Load Flow
b) Modul TOPO
Phần mềm PSS/ADEPT cung cấp một trình con để xác định điểm mở tối ưu của
mạch kín trong lưới điện phân phối sao cho tổn thất công suất trong mạng là bé nhất
(TOPO).
Giải thuật của TOPO sử dụng phương pháp Heuristic dựa trên sự tối ưu phân bố
công suất. Một đặc tính của giải thuật Heuristic là nó không thể định ra điểm tối ưu
thứ hai, thứ ba được.
Các khoá điện xem xét ban đầu phải ở trạng thái mở nhưng khi đóng lại chúng
phải tạo ra một mạch vòng kín, nếu chúng không tạo mạch vòng thì hoặc là chúng
đứng tách biệt hoặc là nối với mạng tách biệt. Những khoá điện không tạo thành một
mạch vòng kín khi đóng sẽ bị trình TOPO loại bỏ trước khi phân tích.
Với một đồ thị phụ tải đơn (một cấp) và không có nhánh quá tải nào thì trình tự
hoạt động của trình TOPO có thể giải quyết như sau:


11

Thuật toán xác định điểm mở tối ưu (TOPO)
Bắt đầu với một lưới điện hình tia, TOPO sẽ đóng một khoá điện trong tập các
khoá điện mở để tạo thành một mạch vòng kín. Một bài toán phân bố tối ưu công
suất sẽ được thực hiện trên mạch vòng này để xác định việc mở khóa nào là tốt nhất
và chuyển mạng điện trở về lại dạng lưới điện hình tia. Quá trình này sẽ kết thúc cho
đến khi xét hết khoá điện trong tập các khoá điện mở, lúc này trình con TOPO sẽ kết
thúc. Cấu trúc lưới điện cuối cùng sẽ là cấu trúc có tổn thất công suất tác dụng bé
nhất.
TOPO xuất ra giá trị tổn thất công suất ban đầu và tổn thất công suất sau cùng
của mạng điện và số tiền tiết kiệm được trong một năm từ việc giảm TTCS đó.

c) Modul CAPO
Tối ưu hóa vị trí đặt dải tụ bù cố định và ứng động trên lưới dựa trên các
yếu tố:
- Tính kinh tế


12
- Tổn thất của hệ thống
* Tính các vấn đề kinh tế trong CAPO
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:
2.4. Kết luận
Để tính toán TTĐN thì tác giả sử dụng phương pháp cách tính của EVN. Đây
là phương pháp có kết quả tính toán khá sát với thông số trong thực tế và áp dụng
rộng rãi tại các đơn vị thuộc EVN.
Tác giả chọn Phần mềm PSS/ADEPT là phần mềm để tính toán. Nó 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. Tác giả sẽ sử dụng modul (CAPO) và Load flow để tính toán và phân tích.
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.


13
CHƯƠNG 3
TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA LƯỚI ĐIỆN

HUYỆN QUẢNG TRẠCH
3.1. Thông số lưới điện khu vực huyện Quảng Trạch
3.1.1. Hiện trạng
Lưới điện huyện Quảng Trạch trải qua nhiều phương án hoàn thiện cải tạo đã có
nhiều sự thay
Chế độ vận hành bình thường của lưới phân phối là vận hành hở dạng hình tia và
dạng xương cá. Để tăng cường độ tin cậy lưới điện phân phối của Điện lực huyện
Quảng Trạch có nhiều đường dây liên kết thành mạng vòng kín nhưng vận hành hở,
các xuất tuyến kết với nhau bằng dao cách ly liên lạc. Vì có lắp đặt mạch vòng nên
độ tin cậy cung cấp điện tốt hơn nhưng lại gây khó khăn về vấn đề bảo vệ rơle và
việc quản lý vận hành.
Sơ đồ nguyên lý: Phụ lục 1
3.1.2. Đặc điểm kết lưới của lưới điện phân phối huyện Quảng Trạch
* TBA 110kV Ba Đồn:
* TBA 110kV Hòn La:
3.1.3. Các vị trí phân đoạn giữa xuất tuyến:
- Phân đoạn xuất tuyến 473 Ba Đồn tại vị trí: 43-4 Tượng Đài, MC 483
Quảng Phương, DCL 123-4 Pháp Kệ, DCL142-4 Đông Dương, MC 483 Quảng
Thạch, LBS 257 Quảng Thạch.
Ngoài ra các nhánh rẽ cũng có các thiết bị đóng cắt phân đoạn, nâng cao độ
tin cậy cung cấp điện cho người dân mổi khi có sự cố xảy ra.
3.2. Tính toán TTĐN cho lưới điện phân phối huyện Quảng Trạch
Số liệu tải cơ bản các tháng: Phụ lục 2
Bảng công suất ngày điển hình của mùa nắng và mừa mưa: Phụ lục 3
Đồ thị phụ tải các xuất tuyến theo tháng điển hình đại diện cho 2 mùa.
Sau khi phân tích đồ thị phụ tải đặc trưng phụ tải lưới điện Huyện Quảng Trạch
trong một ngày đêm có các thời điểm đặc biệt cần phải xem xét trong việc tính
toán chế độ vận hành của lưới điện như sau:
- Cao điểm sáng (từ 08h00 đến 11h00).
- Cao điểm tối (từ 18h00 đến 21h00).

- Thấp điểm tối (từ 01h00 đến 3h00).
Các xuất tuyến 473 Ba Đồn, 477 Ba Đồn, 478 Ba Đồn, 478 Hòn La đa số cấp điện
cho các vùng dân cư nên đồ thị phụ tải thể hiện sự chênh lệch công suất rõ rệt giữa 2
mùa.


14
Còn các xuất tuyến 472 Hòn La, 474 Hòn La, 476 Hòn La nằm ở khu công nghiệp
Hòn La. Phụ tải khá ít, tải đa số là các nhà máy xí nghiệp công suất phụ thuộc vào
thời gian sản xuất nên đồ thị phụ tải giữa 2 mùa có sự chênh lệch ít
3.2.2 Tính toán TTĐN lưới điện phân phối huyện Quảng Trạch
Đối với lưới điện Trung áp Huyện Quảng Trạch, chúng ta có thể xem TTĐN
trên lưới điện Trung áp chủ yếu là tổn thất về kỹ thuật.
* Phương thức tính toán chế độ vận hành hiện tại
3.3. Kết luận
Qua số liệu tính toán ta nhận thấy TTĐN lưới điện huyện Quảng Trạch đang ở mức
tốt nhưng vẫn chưa đạt so với kế hoạch đạt ra. Một số xuất tuyến ở mức tương đối cao
như 472 Hòn La. 474 Hòn La nguyên nhân là do sản lượng 2 xuất tuyến này nhỏ,. Xuất
tuyến 478 Hòn La nguyên nhân là do việc chuyển phương thức kết lưới giữa XT 478 Hòn
La và XT 478 Ba Đồn rất thường xuyên nhằm phục vụ cho công tác và xử lý sự cố. Do
đó cần có giải pháp cụ thể để tính toán giảm TTĐN cho lưới điện.


15

CHƯƠNG 4
TÍNH TOÁN ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG
CHO KHU VỰC HUYỆN QUẢNG TRẠCH
4.1 Phân tích lựa chọn phương án bù.
- Để tính toán phân bố công suất và phân tích các chế độ của lưới điện

Điện lực Quảng Trạch, ta mô phỏng trên chương trình PSS/ADEPT theo sơ đồ
nguyên lý năm 2018.
- Có tất cả 7 xuất tuyến thuộc huyện Quảng Trạch cần mô phỏng là XT
473 Ba Đồn, XT 477 Ba Đồn, XT 478 Ba Đồn, XT 472 Hòn La, XT 474 Hòn
La, XT 476 Hòn La, XT 478 Hòn La.
- Tác giả sẽ tính toán tìm vị trí và dung lượng bù tối ưu, sau đó tính tổn
thất điện năng trước và sau khi bù tối ưu. Với khối lượng tính toán lớn tác giả
tính toán áp dụng cho 2 xuất tuyến là XT 477 Ba Đồn và XT 478 Hòn La sau đó
mở rộng cho cả lưới điện.
- Đề bù tối ưu cho hệ thống điện đã có sẵn. Ta tháo hết tụ bù đang có trên
lưới.
- Ta chạy bài toán CAPO 2 phương án là bù trung áp, bù hạ áp.
- Sau đó tính toán tổn thất công suất của các phương án trước và sau khi
khi bù.
- So sánh các phương án với nhau. Lựa chọn phương án tối ưu.
- Sau khi đã có số lượng và dung lượng của phương án tối ưu. Tác giả tái
cơ cấu lại toàn bộ hệ thống tụ bù. Lắp đặt hệ thống bù mới dựa trên các phương
án tính toán.
4.2. Tính toán dung lượng cần bù cho từng xuất tuyến
4.2.1. Phương án bù trung áp.
- Các số liệu về kinh tế khi chạy CAPO với bài toán bù trung áp như hình
sau:


16

Các thông số về kinh tế khi chạy CAPO
- Trình tự kết quả chạy CAPO của phần mềm PSS/ADEPT được xem ở
5. Kết quả thu được sau khi chạy CAPO được tổng hợp như sau:
4.2.1.1. Mùa khô

và

Bảng 4.1: Khối lượng và dung lượng bù ttrung áp mùa khô

Tên xuất tuyến
Nền

477 Ba Đồn

478 Hòn La

Tổng dung lượng

Dung lượng bù
(kVAr)

Vị trí bù

M31
M29/79
M106
M89
M167/200
M16/200
M9/3/185
M190
M169

Ứng động

Không

Không

150
150
150
150
150
150
150
150
150
1350


17
- Sau khi có vị trí và dung lượng cần bù ta chạy bài toán với tụ bù đã có
trên lưới. Ta có tổn thất công suất trước và sau khi bù trung áp
Bảng 4.2: So sánh TTCS trước và sau khi bù trung áp áp mùa khô

Tên xuất
tuyến

Tổn thất
CS phản
kháng
trước khi
bù

∆Q (%)

Tổn thất
CS tác
dụng trước
khi bù

Tổn thất
CS tác
dụng sau
bù TA

∆P (%)

∆P (%)

1.60%

1.44%

0.16%

8.50%

7.55%

0.95%

1.75%

1.57%

0.17%

9.17%

8.21%

0.96%

Xuất tuyến
477 Ba Đồn
Xuất tuyến
478 Hòn La

Chênh
lệch

Tổn thất
CS phản Chênh
kháng sau lệch
bù TA
∆Q (%)

Nhận xét: Qua bảng trên ta thấy tổn thất CS sau khi bù trung áp giảm
nhiều so với trước khi bù. Cho thấy hiệu quả về mặt kỹ thuật của giải pháp.
4.2.1.2.Mùa mưa
Bảng 4.3: Khối lượng và dung lượng bù ttrung áp mùa mưa

Vị trí bù

Tên xuất tuyến
Nền
477 Ba Đồn

478 Hòn La
Tổng dung lượng

Dung lượng bù
(kVAr)

M46
DCL79-4
7M106
M149/200
M16/200
M9/3/185
M173

Ứng động
Không

Không

150
150
150
150
150
150

150
1050

- Sau khi có vị trí và dung lượng cần bù ta chạy bài toán với tụ bù đã có
trên lưới. Ta có tổn thất công suất trước và sau khi bù trung áp


18
Bảng 4.4: So sánh TTCS trước và sau khi bù trung áp áp mùa mưa

Tên xuất
tuyến

Xuất tuyến
477 Ba Đồn
Xuất tuyến
478 Hòn La

Tổn thất
CS tác
dụng
trước khi
bù
∆P (%)

∆P (%)

Tổn thất
CS phản
Chênh

kháng
lệch
trước khi
bù
∆Q (%)

1.35%

1.28%

0.07%

7.44%

7.18%

0.26%

1.59%

1.48%

0.11%

8.32%

7.83%

0.49%

Tổn thất
CS tác
dụng sau
bù TA

Tổn thất
CS phản
kháng
sau bù
TA
∆Q (%)

Chênh
lệch

Nhận xét: Qua bảng trên ta thấy tổn thất CS sau khi bù trung áp giảm
nhiều so với trước khi bù. Cho thấy hiệu quả về mặt kỹ thuật của giải pháp.
4.2.2. Phương án bù hạ áp.
- Các số liệu về kinh tế khi chạy CAPO với bài toán bù hạ áp như hình sau:

Hình các thông số về kinh tế khi chạy CAPO
4.2.2.1. Mùa khô
Danh sách các tụ và dung lượng bù ở phụ lục 4 và 5.


19

Tên xuất tuyến
XT 477 Ba Đồn
XT 478 Hòn La

Dung lượng
bù (kVar)
700
760

- Sau khi có vị trí và dung lượng cần bù ta chạy bài toán với tụ bù đã có
trên lưới. Ta có tổn thất công suất trước và sau khi bù hạ áp
Tổn
Tổn thất
Tổn thất Tổn thất
thất CS
CS tác
CS phản CS phản
tác
Chênh
Chênh
dụng
kháng
kháng
Tên xuất
dụng
lệch
lệch
trước khi
trước khi
sau bù
tuyến
sau bù
bù

bù
HA
HA
∆P (%)
∆P (%)
∆Q (%)
∆Q (%)
Xuất tuyến
1.60%
1.44% 0.16%
8.50%
7.55%
0.95%
477 Ba Đồn
Xuất tuyến
1.75%
1.57% 0.17%
9.17%
8.21%
0.96%
478 Hòn La

4.2.2.2. Mùa mưa
Danh sách các tụ và dung lượng bù ở phụ lục 4 và 5.
Tổng dung
Tên xuất tuyến
lượng bù
(kVar)
XT 477 Ba Đồn
660

XT 478 Hòn La
750
- Sau khi có vị trí và dung lượng cần bù ta chạy bài toán với tụ bù đã có
trên lưới. Ta có tổn thất công suất trước và sau khi bù hạ áp


20

Tên xuất
tuyến

Tổn thất
CS tác
dụng
trước khi
bù
∆P (%)

Xuất tuyến
477 Ba Đồn
Xuất tuyến
478 Hòn La

Tổn
thất CS
tác
Chênh
dụng
lệch
sau bù

HA
∆P (%)

Tổn thất
CS phản
kháng
trước khi
bù

Tổn thất
CS phản
kháng
sau bù
HA

∆Q (%)

∆Q (%)

Chênh
lệch

1.35%

1.22%

0.13%

7.44%

6.74%

0.70%

1.59%

1.43%

0.16%

8.32%

7.45%

0.86%

Nhận xét: Qua các bảng trên ta nhận thấy TTCS sau khi lắp tụ bù giảm rõ
rệt giữa các mùa. Để chọn ra phương án tối ưu ta so sánh sự giảm TTCS giữa bù
trung áp và bù hạ áp.
4.3. Lựa chọn phương án tối ưu và tính toán hiệu quả kinh tế
4.3.1. Lựa chọn phương án tối ưu
Qua tính toán TTCS trên Pss/Adept ta so sánh 2 phương án bù trung áp và hạ áp
lựa chọn phương án tối ưu.
a) Mùa khô
Tổn thất
Tổn thất Tổn thất
Tổn thất
CS tác
CS phản CS phản
CS tác

Chênh
Chênh
dụng
kháng
kháng
Tên xuất
dụng sau
lệch
lệch
sau bù
sau bù
sau bù
tuyến
bù TA
HA
TA
HA
∆P (%)
∆P (%)
∆Q (%)
∆Q (%)
I. Xuất
1.44%
0.07%
8.05%
7.55%
0.50%
tuyến 477 Ba 1.51%
Đồn
II. Xuất

1.62%
1.57%
0.05%
8.61%
8.21%
0.41%
tuyến 478
Hòn La


21
b) Mùa mưa

Tên xuất
tuyến

Tổn thất
CS tác
dụng sau
bù TA
∆P (%)

Xuất tuyến
477 Ba Đồn
Xuất tuyến
478 Hòn La

Tổn thất
Tổn thất
CS tác

Chênh CS phản
dụng
lệch
kháng sau
sau bù
bù TA
HA
∆P (%)
∆Q (%)

Tổn thất
CS phản
kháng
sau bù
HA
∆Q (%)

Chênh
lệch

1.28%

1.22%

0.05%

7.18%

6.74%

0.44%

1.48%

1.43%

0.05%

7.83%

7.45%

0.37%

Nhận xét: Qua 2 bảng trên ta nhận thấy TTCS sau khi bù hạ áp thấp hơn
so với TTCS sau khi bù Trung áp. Ta lựa chọn phương án bù hạ áp làm phương
án bù tối ưu cho lưới điện.
c) TTĐN sau khi bù hạ áp
Độ giảm
Xuất
Độ giảm TT
T
TT Công
Cộng
tuyế
Kđt
điện năng ∆A
T
suất ∆P
XT

n
(kWh)
Thời
(kW)
gian
Mù
(h)
Mùa a
Mùa
Mùa
Mùa
Mùa
mưa kh
mưa
khô
mưa
khô
ô
XT4
77
10.4 2.7 0.38076 0.5552
17,769. 6,811.2 24,580.
1
4464
Ba
54
5
8
49
17

8
45
Đồn
XT4
78
2.13 2.8 0.51659 0.6692
4,916.6 8,398.2 13,314.
2
4464
Hòn
2
1
864
73
0
4
84
La
Tổng
12.5 5.5
8,928. 22,685. 15,209. 37,895.
0.90
1.22
cộng
9
6
00
77
53
29

Lượng điện năng tiết kiệm được là ∆A (kWh): 37,895.29.


22
4.3.2. Tính toán hiệu quả kinh tế
Tính lượng tổn thất điện năng giảm hàng năm
Tổng lượng điện năng tiết kiệm trong một năm đã tính ở trên:
∆A (kWh): 37,895.29 (kWh/năm).
4.3.3. Giá trị làm lợi hàng năm tính cho 2 xuất tuyến đại diện
Giá trị làm lợi do giảm TTĐN: G = ∆A* g.
 g là giá mua điện bình quân, g = 1.695 đ/kWh.
XT 477 Ba Đồn:
 ∆A = 24,580.45 (kWh/năm)
 G = ∆A * g = 24,580.45 * 1.695 = 41,663,878.01 đồng.
XT 478 Hòn La:
 ∆A = 13,314.84 (kWh/năm)
 G = ∆A * g = 13,314.84 * 1.695 = 22,568,669.06 đồng.
4.3.3. Chi phí bổ sung tụ bù
Tên
Hạng Chủng
STT
xuất
mục
loại
tuyến
477 Ba Lắp tụ Tụ cố
1
Đồn
bù
định

Tụ ứng
động
Tổng cộng
478
Lắp tụ Tụ cố
2
Hòn La
bù
định
Tụ ứng
động
Tổng cộng

Số
lượng

Đơn vị
tính

Đơn giá
(triệu
đồng)

Thành tiền
(triệu đồng)

630

kVAr

0.1717

108.184

0.2686

18.802

70

126.986
690
70

kVAr

0.1717

118.487

0.2686

18.802
137.289

Số năm thu hồi vốn: 477 Ba Đồn: 0.305 năm
478 Hòn La: 0.608 năm
Trên cơ sở tính toán 2 xuất tuyến trên ta mở rộng đề tài để tính toán và áp
dụng cho các xuất tuyến khác thuộc lưới điện huyện Quảng Trạch.
4.4. Kết luận

Ứng dụng PSS/ADEPT tính toán phân bố công suất, tìm các vị trí bù và
dung lượng bù trong 2 phương án : bù phía Trung áp, bù phía hạ áp


23
So sánh các phương án và kết luận phương án bù hạ áp cố định kết hợp bù
hạ áp ứng động là phương án mang lại hiệu quả nhất cho lưới điện phân phối
Công ty Điện lực Quảng Bình hiện nay.
Qua các chỉ tiêu làm lợi về kinh tế và kỹ thuật. Ta thấy rằng phương pháp
bù công suất phản kháng là một trong những phương pháp mang lại hiệu quả về
kinh tế và kỹ thuật cao với số năm thu hồi vốn tương đối bé.
Nên áp dụng rộng rãi phương pháp này cho toàn bộ lưới điện huyện
Quảng Trạch nói riêng cũng như lưới điện tỉnh Quảng Bình nói chung
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
1. Kết luận
Đề tài “Nghiên cứu, đề xuất giải pháp bù tối ưu công suất phản kháng
nhằm giảm tổn thất điện năng cho lưới điện huyện Quảng Trạch” được thực
hiện nhằm đề xuất các giải pháp để quản lý vận hành lưới điện phân phối hiệu
quả và tin cậy.
Đề tài đã nghiên cứu chi tiết, cụ thể hiện trạng lưới điện huyện Quảng
Trạch để đề ra giải pháp giảm TTĐN ta đạt được những kết quả sau.
Khảo sát, thu thập số liệu về công tác quản lý vận hành, quản lý kinh
doanh điện năng hiện nay của Điện lực Quảng Trạch. Phân tích, đánh giá TTĐN
thực tế và TTĐN qua tính toán bằng chương trình PSS/ADEPT. Qua đó có giải
pháp hợp lý giảm TTĐN hàng năm.
Đề xuất giải pháp giảm tổn thất điện năng trên LĐPP, đó là:
- Triển khai bù công suất phản kháng lên lưới
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.
Kết quả giải pháp bù tối ưu CSPK nhằm giảm TTĐN, hiệu quả làm lợi
mang lại trong 1 năm khá lớn. Như vậy giải pháp giảm tổn thất điện năng tác giả
đề xuất đều có tính khả thi thực hiện tại đơn vị.