Tính toán, đề xuất các giải pháp nhằm tối ưu hiệu quả vận hành lưới điện phân phối điện lực Đức Phổ - tỉnh Quảng Ngãi

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

---------------------------------------

NGUYỄN HỒI TÂN

TÍNH TOÁN, ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NHẰM TỐI ƯU
HIỆU QUẢ VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
ĐIỆN LỰC ĐỨC PHỔ - TỈNH QUẢNG NGÃI

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 85.20.20.1

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN

Đà Nẵng, tháng 03 năm 2019


Cơng trình được hồn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG

Người hướng dẫn khoa học: PGS.TS. NGUYỄN HỮU HIẾU

Phản biện 1: TS. ĐOÀN ANH TUẤN

Phản biện 2: TS. NGUYỄN LƯƠNG MÍNH

Luận văn sẽ được bảo vệ trước Hội đồng chấm luận văn tốt nghiệp thạc sĩ Kỹ
thuật điện họp tại Trường đại học Bách khoa ngày 09 tháng 03 năm 2019.

Có thể tìm hiểu luận văn tại:
- Trung tâm học liệu, Đại học Đà Nẵng tại trường Đại học Bách Khoa
- Thư viện khoa Điện, trường Đại học Bách Khoa, ĐHĐN


1
MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết và lý do chọn đề tài
Để thực hiện thành cơng nhiệm vụ cơng nghiệp hóa, hiện đại hóa, địi hỏi sự phát
triển vượt bậc của các ngành kinh tế, trong đó có ngành Điện lực. Sự phát triển của Điện
lực có ảnh hưởng to lớn đến dự phát triển kinh tế của mỗi Quốc gia. Điện năng là năng
lượng được sử dụng nhiều nhất và không thể thiếu trong các lĩnh lực sản xuất cũng như
trong đời sống hằng ngày.
Với ý nghĩa quan trọng đó, Tập đồn Điện lực Việt Nam (EVN) ln đặt ra mục
tiêu đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện ngày càng cao, giảm tổn thất điện năng, quản lý
vận hành thuận lợi. Trong đó, giảm tổn thất điện năng (TTĐN) có ý nghĩa lớn về nâng
cao hiệu quả sản xuất kinh doanh, ngồi ra, TTĐN khơng chỉ là chỉ tiêu kế hoạch thực
hiện hàng năm mà còn là chỉ tiêu pháp lệnh, nhằm đảm bảo nguồn điện cung cấp phục
vụ các nhu cầu phát triển kinh tế - xã hội, an ninh quốc phòng, đời sống nhân dân trên
địa bàn.
Huyện Đức Phổ đang trên con đường phát triển mạnh về kinh tế, phụ tải tang trưởng
nhanh, tuy nhiên lưới điện trung áp được đầu tư xây dựng từ khá lâu với cấu trúc lưới
điện và cơng nghệ cịn nhiều hạn chế, tổn thất điện năng cao.
Vì những yêu cầu nâng cao chất lượng điện năng và giảm tổn thất điện năng trở nên
cấp bách, tạo cơ sở để Điện lực Đức Phổ hoàn thành các chỉ tiêu đề ra và thực hiện tốt
chức năng nhiệm vụ của mình, tơi đã chọn đề tài “Tính tốn, đề xuất các giải pháp nhằm
tối ưu hiệu quả vận hành lưới điện phân phối Điện lực Đức Phổ - tỉnh Quảng Ngãi ”.
2. Mục tiêu nghiên cứu
- Đề tài tính tốn đánh giá các chỉ tiêu về tổn thất điện năng Công ty Điện lực

Quảng Ngãi đã giao cho Điện lực Đức Phổ.
- Từ các số liệu thực tế, phân tích và đề ra các giải pháp để giảm tổn thất điện năng
trên lưới điện phân phối của huyện Đức Phổ.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
- Đối tượng nghiên cứu của đề tài: Lưới điện trung áp của khu vực Đức Phổ.
- Phạm vi nghiên cứu: Hiện trạng tổn thất trên lưới điện trung áp của huyện Đức
Phổ, từ đó đề ra các giải pháp để giảm tổn thất điện năng, đem lại hiệu quả về kỹ thuật
cũng như kinh tế.
4. Phương pháp nghiên cứu
Sử dụng phương pháp nghiên cứu lý thuyết và thực tiễn:
- Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: nghiên cứu các tài liệu sách báo, giáo trình,
tạp chí, các trang web chuyên ngành điện đề cập tính tổn thất công suất, bù công suất
phản kháng, tổn thất điện áp
- Phương pháp thực tiễn:


2
+ Tập hợp số liệu do Điện lực Đức Phổ cung cấp (công suất phụ tải, dữ liệu MBA,
sơ đồ và thơng số đường dây, thiết bị đóng cắt, số lượng và dung lượng các tụ bù, xây
dựng file từ điển dữ liệu thông số cấu trúc lưới điện huyện Đức Phổ) để tạo sơ đồ và
nhập các thông số vào phần mềm PSS/ADEPT.
+ Xây dựng các chỉ số kinh tế lưới điện cài đặt vào chương trình PSS/ADEPT để
đánh giá bù tối ưu CSPK.
+ Khảo sát thực tế tại lưới điện phân phối do Điện lực Đức Phổ quản lý.
+ Cơng cụ tính tốn: Tìm hiểu và sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để hỗ trợ thực
hiện tính tốn tổn thất cơng suất, tổn thất điện áp, tối ưu hóa vị trị đặt tụ bù (CAPO) và
tìm điểm mở tối ưu (TOPO) để lựa chọn phương thức vận hành tối ưu nhất nhằm giảm
tổn thất.
5. Tên và bố cục đề tài
Căn cứ vào mục tiêu, nhiệm vụ nghiên cứu đề tài được đặt tên là: “TÍNH TỐN,

ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NHẰM TỐI ƯU HIỆU QUẢ VẬN HÀNH LƯỚI
ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC ĐỨC PHỔ - TỈNH QUẢNG NGÃI”
Luận văn gồm các chương sau:
Chương 1: GIỚI THIỆU ĐẶC ĐIỂM CHUNG VÀ HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI HUYỆN ĐỨC PHỔ
Chương 2: VẤN ĐỀ TỔN THẤT ĐIÊN NĂNG, TỐI ƯU HÓA LƯỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI VÀ GIỚI THIỆU PHẦN MỀM PSS/ADEPT DÙNG TRONG TÍNH
TỐN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
Chương 3: ĐỀ XUẤT PHƯƠNG PHÁP VẬN HÀNH TỐI ƯU LƯỚI ĐIỆN


3
CHƯƠNG 1
GIỚI THIỆU ĐẶC ĐIỂM CHUNG VÀ HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN
PHỐI HUYỆN ĐỨC PHỔ
1.1 Đặc điểm chung
1.1.1 Vị trí địa lý, đặc điểm, tính chất của địa phương
Huyện Đức Phổ là huyện đồng bằng ven biển phía Nam, thuộc tỉnh Quảng Ngãi,
trải dài theo bờ biển phía nam tỉnh Quảng Ngãi, có trục giao thơng Quốc lộ 1 và đường
sắt Thống Nhất chạy qua, tọa độ từ 14°48′18″ độ Vĩ Bắc và từ 108°57′9″ độ Kinh Đơng.
Đức Phổ có tổng diện tích đất tự nhiên là 37.276 ha. Rừng có diện tích khá lớn,
động thực vật, lâm sản khá phong phú. Đức Phổ có bờ biển dài trên 40km, có 2 cửa biển
Mỹ Á và Sa Huỳnh, là đầu mối giao thông đường thủy và là tụ điểm của nghề cá, đánh
bắt và nuôi trồng hải sản. Ngư nghiệp xưa nay được xem là một thế mạnh của huyện.
1.1.2 Hiện trạng kinh tế xã hội
1.1.3 Thực trạng phát triển cơ sở hạ tầng
1.2 Phương hướng phát triển kinh tế, xã hội
1.2.1 Phương hướng mục tiêu tổng quát
Tập trung phát triển thủy sản trở thành ngành kinh tế chủ lực của huyện, gắn kết
chặt chẽ giữa khai thác, nuôi trồng, chế biến, tiêu thụ sản phẩm với phát triển dịch vụ

nghề cá, bảo vệ nguồn lợi thủy sản, bảo vệ môi trường. Phát triển thương mại, dịch vụ
theo hướng mở rộng quy mơ, đa dạng hóa loại hình và nâng cao chất lượng phục vụ.
Xây dựng đồng bộ kết cấu hạ tầng kinh tế - xã hội, phát triển huyện Đức Phổ trở thành
thị xã trực thuộc tỉnh.
1.2.2 Các chỉ tiêu chủ yếu giai đoạn 2016-2020
1.3 Tổng quan hệ thống lưới điện huyện Đức Phổ
1.3.1 Nguồn và lưới điện phân phối
Điện lực Đức Phổ, trực thuộc Công ty Điện lực Quảng Ngãi, có nhiệm vụ quản lý
vận hành lưới điện phân phối và kinh doanh điện năng theo phân cấp trên địa bàn huyện
Đức Phổ bao gồm 14 xã và 1 thị trấn; khối lượng quản lý tương đối lớn.
Nguồn điện cấp cho lưới điện phân phối huyện Đức Phổ chủ yếu lấy từ 2 nguồn là
trạm 110kV E16.2 và trạm 110kV E16.4.
Lưới điện phân phối huyện Đức Phổ gồm có 06 tuyến trung áp 22kV với tổng số
khách hàng sử dụng điện là 62.941 khách hàng.


4
Một số thông số khối lượng quản lý lưới điện như sau:
Bảng 1.1 Khối lượng quản lý lưới điện Điện lực Đức Phổ

Khu vực

Huyện
Đức Phổ

Đường
dây
trung áp
(km)

Đường
dây
hạ áp
(km)

306,68

414,54

Dung
lượng
bù
(kVAr)

2400

Trạm biến áp
Recloser

LBS

(máy)

(máy)

Số
Trạm

Tổng
dung

lượng
(kVA)

5

5

337

56277

1.3.2 Tình hình cấp điện cơ bản của lưới điện phân phối Điện lực Đức Phổ
 Khối lượng quản lý:
- Xuất tuyến 471E16.4 có chiều dài là 79,46 km, có 84 trạm biến áp (22/0.4kV).
- Xuất tuyến 473E16.4 có chiều dài là 32,42 km, có 39 trạm biến áp (22/0.4kV).
- Xuất tuyến 475E16.4 có chiều dài là 10,59 km, có 15 trạm biến áp (22/0.4kV).
- Xuất tuyến 477E16.4 có chiều dài là 71,45 km, có 63 trạm biến áp (22/0.4kV).
- Xuất tuyến 476E16.2 có chiều dài là 47,97 km, có 62 trạm biến áp (22/0.4kV).
- Xuất tuyến 478E16.2 có chiều dài là 59,91 km, có 78 trạm biến áp (22/0.4kV).
 Mơ tả sự liên lạc và phân đoạn giữa các xuất tuyến:
- Liên lạc giữa các xuất tuyến (các vị trí thường mở): LL TT Đức Phổ, LL Phổ Minh,
LL Phổ Thuận, LL T4.
- Phân đoạn giữa các xuất tuyến (các vị trí thường đóng): PĐ Phổ Khánh, PĐ Phổ
Cường, PĐ TT Đức Phổ, PĐ Phổ Ninh, PĐ Phổ Nhơn 1, PĐ Phổ Nhơn 2, PĐ Phổ Văn
1, PĐ Phổ Văn 2, PĐ Phổ Thuận, PĐ Phổ Phong, PĐ Phổ Phong 2, PĐ Phổ Phong 3,
PĐ LL TT Đức Phổ.
Bảng 1. 2 Mô tả liên lạc và phân đoạn các xuất tuyến
Liên lạc giữa các XT
TT

Tên XT
Vị trí LL
XT

1

471/110kV
Đức Phổ

Cột 15 LL TT
Đức Phổ - XT

Phân đoạn giữa các XT

Thiết
XT được
bị
LL
LL
XT
477/110kV
Đức Phổ

DCPT

Vị trí PĐ
Cột 75 PĐ Phổ
Khánh – XT

TBĐC

RC

Ghi
chú


5
Liên lạc giữa các XT
TT

Tên XT
Vị trí LL

Phân đoạn giữa các XT

Thiết
XT được
bị
LL
LL

Vị trí PĐ

477/110kV Đức

471/110kV Đức

Phổ

Phổ

TBĐC

Cột 134 PĐ Phổ
Cường – XT

2

471/110kV Đức

FCO

Phổ
Cột 15 LL TT
Đức Phổ - XT

3

477/110kV Đức
Phổ
Cột 95 LL Phổ

4

Minh - XT
XT

476/110kV Mộ

477/110kV

Đức

Đức Phổ
5

Cột 152 PĐ TT

XT
471/110kV

DCPT

Đức Phổ

XT

XT 478/110kV

478/110kV

Mộ Đức

Mộ Đức

RC

Cột 204 PĐ Phổ
LTD

Mộ Đức

Cột 112 LL T4 -

477/110kV Đức
Phổ

XT
476/110kV

Đức Phổ - XT

Ninh – XT
477/110kV Đức

FCO

Phổ
Cột 236 PĐ Phổ
DCPT

Nhơn 1 – XT
477/110kV Đức

DCPT

Phổ
Cột 265 PĐ Phổ
Nhơn 2 – XT

6

477/110kV Đức

FCO

Phổ
Cột 95 LL Phổ
Minh - XT

7
XT
476/110kV
Mộ Đức
8

476/110kV Mộ
Đức
Cột 28/7 LL Phổ
Thuận XT
476/110kV Mộ
Đức
Cột 28/7 LL Phổ

9

XT

Thuận - XT

478/110kV

476/110kV Mộ

Mộ Đức

Đức

Cột 61 PĐ Phổ

XT
477/110kV

LTD

Đức Phổ

DCPT

Văn 2 – XT
476/110kV Mộ

DCPT

Đức
Cột 47 PĐ Phổ

XT
Mộ Đức

RC

Cột 71 PĐ Phổ

Mộ Đức

476/110kV

476/110kV Mộ
Đức

XT
478/110kV

Văn 1 – XT

DCPT

Thuận – XT
478/110kV Mộ
Đức

RC

Ghi
chú


6

Liên lạc giữa các XT
TT

Tên XT
Vị trí LL

Cột 112 LL T4 -

10

XT 478/E16.2

Phân đoạn giữa các XT

Thiết
XT được
bị
LL
LL

TBĐC

Cột 90 PĐ Phổ

XT
477/110kV

Vị trí PĐ

Ghi

chú

DCPT

Đức Phổ

Phong – XT

RC

478/110kV Mộ
Đức`
Cột 117 PĐ Phổ
Phong 2 – XT

11

478/110kV Mộ

LBFCO

Đức
Cột 152 PĐ Phổ
Phong 3 – XT

12

478/110kV Mộ

FCO

Đức
Cột 102 LL PĐ
Đức Phổ XT

13

478/110kV Mộ

LTD

Đức

 Phương thức vận hành lưới điện hiện tại:
1.3.3 Phụ tải điện của khu vực huyện Đức Phổ
Phụ tải sinh hoạt và dịch vụ công cộng
Phụ tải sản xuất
Phụ tải điện nông thôn, miền núi
1.4 Tình hình tổn thất điện năng tại Điện lực Đức Phổ
Tình hình thực hiện TTĐN năm 2017 Điện lực Đức Phổ:
 TTĐN chung toàn điện lực:
Bảng 1.3 TTĐN chung tồn Điện lực Đức Phổ
Năm

2016

2017

So với cùng kỳ

TTĐN (%)

7,97%

7,54%

-0,43%

Nhìn chung, TTĐN trên lưới điện trung áp 22kV năm 2017 giảm nhẹ (-0,43%)
so với mức bình quân của cùng kỳ năm 2016 và ở mức cao.


7
Các xuất tuyến thay đổi kết lưới thường xuyên trên các xuất tuyến trong thời gian
qua và hệ thống đo đếm ranh giới chưa hoàn thiện nên việc theo dõi TTĐN liên tục trên
từng xuất tuyến chưa thật sát thực tế, khó so sánh giữa các giai đoạn.
Một số tiêu chí sản xuất kinh doanh khác như sau:
Bảng 1.4 Chỉ tiêu sản xuất kinh doanh
Nội dung –Tiêu chí thực hiện

Năm
2016

Năm
2017

Tăng/giảm

1.

Tổng sản lượng điện nhận (106kWh)

94,331

91,385

- 2,946

2.

Tổng sản lượng điện TP (106kWh)

85,694

87,021

+ 1,327

3.

Điện năng tổn thất (106kWh)

2,749

4,486

- 1,632

4.

Tỉ lệ TTĐN chung (%)

7,97

7,54

- 0,43%

5.

Tỉ lệ TTĐN trung áp (%)

2,91

3,16

+ 0,25%

6.

Tỉ lệ TTĐN hạ áp (%)

5,63

4,38

- 1,25%

STT

1.5 Kết luận chương 1:
Hiện nay phần lớn phụ tải công nghiệp của Điện lực Đức Phổ có phụ tải tập trung
chủ yếu khu vực thị trấn Đức Phổ, còn các xã khác thuộc địa phận huyện chủ yếu là phụ
tải sinh hoạt. Chiều dài đường dây lớn, tổn thất điện áp trung thế cịn cao vì vậy cần có
giải pháp để giảm tổn thất cho lưới điện huyện Đức Phổ.
Hiện tại lưới điện phân phối Điện lực Đức Phổ có sự chênh lệch lớn giữa phụ tải
cực đại và cực tiểu. Vì vậy việc tính tốn vị trí lắp đặt bộ tụ bù là cần thiết.
Các chương tiếp theo sẽ tiến hành khảo sát, tính tốn và đưa ra giải pháp để vận
hành tối ưu lưới điện Điện lực Đức Phổ.
CHƯƠNG 2
VẤN ĐỀ TỔN THẤT ĐIÊN NĂNG, TỐI ƯU HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
VÀ GIỚI THIỆU PHẦN MỀM PSS/ADEPT
2.1 Vấn đề chung liên quan đến tổn thất trong cung cấp điện.
2.1.1 Tổn thất điện áp
2.1.2 Tổn thất phi kỹ thuật
2.2 Tổn thất kỹ thuật
2.3 Cơ sở lý thuyết tái cấu trúc lưới phân phối.


8
2.2.1 Tái cấu trúc là gì ?
2.2.2 Tái cấu trúc lưới phân phối.
2.4 Một số biện pháp giảm TTĐN đang áp dụng tại Điện lực Đức Phổ
2.3.1 Các biện pháp kỹ thuật
2.3.2 Các biện pháp kinh doanh
Công tác quản lý, theo dõi điện năng sử dụng của khách hàng:
Công tác theo dõi thay thế công tơ định kỳ:
2.5 Vấn đề bù công suất phản kháng để giảm TTĐN
2.4.1 Vấn đề chung của bù công suất phản kháng
2.4.2 Các phương thức bù công suất phản kháng lưới điện phân phối.

2.6 Giới thiệu phần mềm PSS/Adept dùng trong tính tốn lưới điện phân phối
2.5.1 Khái quát chung.
2.5.2 Trình tự thực hiện ứng dụng phần mền để tính tốn lưới điện phân phối
2.5.3 Tính tốn về phân bố cơng suất – Load Flow Calculation .
2.5.4 Tính tốn bù cơng suất tối ưu – CAPO Analysis.
2.5.5 Thiết lập các thông số kinh tế lưới điện cho Capo.
2.5.6 Cách PSS/ADEPT tính các vấn đề kinh tế trong CAPO.
2.5.7 Cách PSS/ADEPT chọn vị trí bù tối ưu.
2.5.8 Tính tốn tìm điểm mở tối ưu – TOPO Analysis.
2.5.9 Thiết lập thơng số kinh tế cho bài tốn TOPO.
2.5.10 Đặt các tùy chọn cho bài toán TOPO.
2.7 Kết luận chương 2:


9
CHƯƠNG 3
ĐỀ XUẤT PHƯƠNG PHÁP VẬN HÀNH TỐI ƯU LƯỚI ĐIỆN
3.1 Xây dựng đồ thị phụ tải cho các xuất tuyến trung áp
Từ các số liệu thu thập được, tiến hành xây dựng đồ thị phụ tải ngày điển hình của
các xuất tuyến trung áp huyện Đức Phổ như sau:

Hình 3. 3: Đồ thị phụ tải ngày Điện lực Đức Phổ
Do tính chất phụ tải của Điện lực Đức Phổ, một TBA cơng cộng có thể cấp điện
cho các phụ tải ở nhiều nhóm phụ tải khác nhau như: vừa cấp điện sinh hoạt, vừa cấp
điện chiếu sáng, vừa cấp điện sản xuất cho các cơ sở sản xuất nhỏ lẻ,...nên việc phân
chia phụ tải theo các nhóm phụ tải gặp nhiều khó khăn. Do đó, trong phạm vi luận văn
tác giả sẽ chia đồ thị phụ tải theo các khoảng thời gian đặc biệt trong ngày. Dựa vào đồ
thị phụ tải điển hình các xuất tuyến ta xây dựng đặc trưng của hệ thống điện huyện Đức
Phổ trong một ngày đêm và có các khoảng thời gian đặc biệt cần phải xem xét trong
việc tinh toán chế độ vận hành của lưới điện như sau:

- Cao điểm (từ 09h00 đến 11h00 và từ 16h00 đến 22h00)
- Trung bình (từ 07h00 đến 08h00 và từ 12h00 đến 15h00)
- Thấp điểm (từ 23h00 đến 06h00)
Sau đó, ta lập đồ thị phụ tải của các xuất tuyến trung áp chia theo ba nhóm giờ đặc
trưng, P của từng nhóm giờ được lấy trung bình từ số liệu Pi của từng giờ trong nhóm
giờ đó, cụ thể như sau:


10
Bảng 3. 1 Phụ tải xuất tuyến trung áp theo ba nhóm giờ
Cơng suất phụ tải trung bình (MW)
STT

Xuất tuyến

1
2
3
4
5
6
10

471-E16.4
473-E16.4
475-E16.4
477-E16.4
476-E16.2
478-E16.2
ĐL Đức Phổ

Cao điểm

Trung bình

Thấp điểm

2,75
1,45
1,72
2,67
4,05
2,87
15,51

2,35
1,23
1,68
2,67
3,78
2,16
13,86

2,05
1,16
1,46
1,60
3,86
2,11
12,25

Hình 3. 4: Đồ thị phụ tải trung bình theo nhóm giờ
Trên cơ sở số liệu đã được xử lý thống kê biểu diễn mối quan hệ giữa phụ tải và
thời gian trên hệ trục tọa độ có tính chất tương tự với trục tung là phụ tải và trục hoành
là thời gian ta sẽ nhận được đồ thị phụ tải hằng ngày. Tuy nhiên, trong chương trình
PSS/Adept, việc nhập đồ thị phụ tải vào chương trình được thực hiện bằng tỷ lệ của
cơng suất theo nhóm giờ và tỷ lệ thời gian của nhóm giờ đó trong một ngày. Để làm
được điều đó, đồ thị phụ tải cần chuyển sang hệ đơn vị tương đối. Ta chọn cơng suất cơ
bản là giá trị trung bình của phụ tải PTB. Phụ tải giờ thứ i trong hệ đơn vị tương đối sẽ
là:
Pi * 

Pi
PTB


11

Hình 3.5: Đồ thị phụ tải tương đối
3.2 Sử dụng chương trình PSS/Adept để tính tốn lắp đặt bù tối ưu
3.2.1 Mơ phỏng lưới điện thực tế trên chương trình PSS/Adept
Bảng 3.2: Thông số hiện trạng của các xuất tuyến khu vực huyện Đức Phổ
STT

Xuất tuyến

01
02
03
04

05
06

471E16.4
473E16.4
475E16.4
477E16.4
478E16.2
478E16.2

Thông Số
P(kW)

Q(kVAr)

3,80
1,92
1,86
3,15
6,86
4,16

1,38
0,73
0,66
1,11
2,42
1,47

3.2.2 Thiết lập các thơng số phục vụ bài tồn bù kinh tế cho các xuất tuyến

lưới điện phân phối huyện Đức Phổ
Trong chương trình PSS/ADEPT chưa có các chỉ số kinh tế để tính tốn bù tối ưu
(CAPO) hoặc điểm mở tối ưu (TOPO), hiện nay khi tính tốn, chỉ giả định số liệu hoặc tính
tốn sơ bộ, khơng chính xác và thiếu thống nhất trong tồn ngành. Do đó cần phải thu thập
số liệu để tính tốn các chỉ số kinh tế, cài đặt vào chương trình.
Cần phải cài đặt đầy đủ các chỉ số kinh tế vào bảng trên trước khi tính tốn bù tối
ưu. Các chỉ số kinh tế được xây dựng như sau:


12
- Giá điện năng tiêu thụ (cP): tính bằng đơn vị /kWh. Ở Mỹ thường sử dụng đơn
vị tiền tệ là dollar, tuy nhiên cả PSS/ADEPT và CAPO đều không bắt buộc đơn vị tiền
tệ phải sử dụng, chúng ta có thể sử dụng bất cứ đơn vị tiền tệ nào miễn sao đảm bảo tính
nhất quán giữa các biến số.
Khi tính tốn LĐPP Việt Nam thường sử dụng tiền đồng Việt Nam và tính tốn như
sau: việc lắp đặt tụ bù ở phía 22kV hay phía 0,4kV đều nhằm mục đích giảm tổn thất P trên
LĐPP, vì vậy giá điện năng tác dụng tổn thất do lắp đặt bù lấy chung một giá là giá bán điện
bình quân của khu vực.
- Giá điện năng phản kháng tiêu thụ (cQ):Gq = k% x gp (hệ số k tra theo cosφ
tại thông tư số 15/2014/TT-BCT với cosφ=0,8 tra được k% = 12,5% x 1700 = 212,5
đ/kWh. Giá trị này (cũng như các giá trị khác) sẽ được đặt là 0 nếu khơng có giá trị trên
thực tế.
- Chi phí cơng suất tác dụng lắp đặt nhà máy điện (dP): là suất đầu tư công suất
tác dụng lắp đặt của nhà máy điện, để thay thế tổn hao công suất tác dụng trên hệ thống.
Hiện tại CAPO không sử dụng giá trị này.
- Chi phí cơng suất phản kháng lắp đặt nhà máy điện (dQ): tương tự như dP, là
suất đầu tư CSPK lắp đặt nhà máy điện để thay thế tổn hao CSPK trên hệ thống. Hiện
tại CAPO cũng không sử dụng giá trị này.
- Tỷ lệ chiết khấu (r): Đối với việc đầu tư lắp đặt tụ bù trên LĐPP miền Trung
hiện nay, thường sử dụng nguồn vốn vay thương mại. Do đó chọn tỷ lệ chiết khấu r

bằng lãi suất bình quân các ngân hàng thương mại là 12 %. Vậy r = 0.12.
- Tỷ số lạm phát (i): là tỷ số biểu thị sự mất giá của đồng tiền hàng năm. Trong
chương trình tỷ số này tính bằng đơn vị tương đối (pu) chứ không phải phần trăm (%).
Tỷ số này do Nhà nước công bố hằng năm, theo khuyến cáo của nhà lập trình PTI thì
giá trị này trong khoảng 0,02 đến 0,08 cho 1 năm. Đối với Việt Nam chọn i = 0,05.
- Thời gian tính toán (N): là khoảng thời gian mà tiền tiết kiệm được từ việc lắp
tụ bù bằng với tiền lắp đặt và bảo trì tụ bù (nghĩa là thời gian hồn vốn). Theo các giáo
trình mơn học điện thì atc = 0,125  N = 1/atc = 1/0,125= 8. Vậy N = 8 năm.
- Giá lắp đặt tụ bù cố định (cF) và tụ bù điều chỉnh (cQ): là suất đầu tư tụ bù cố
định và tụ bù điều chỉnh, có đơn vị là đồng/kVAr; Chi phí này bao gồm cả tiền mua vật
tư thiết bị, vỏ tủ tụ bù, tiền vận chuyển, tiền công lao động, v.v…, giá trị này cần được
tính phù hợp với thực tế của LĐPP miền Trung hiện nay. Hiện nay trên lưới điện trung
áp, dải bụ bù thường được chọn sử dụng là loại tụ bù 3 pha 300kVAr. Cơng thức tính
cụ thể như sau:
𝑐𝑡𝑏 + 𝑐𝑝 + 𝑐𝑛𝑐
𝑐𝐹 =
𝑄
𝑐𝑡𝑏 + 𝑐𝑝𝑘 + 𝑐𝑝 + 𝑐𝑛𝑐
𝑐𝑄 =
𝑄
Trong đó:


13
Ctb : là đơn giá mua sắm tụ bù trung áp 3 pha 300kVAr;
Cp : Là chi phí mua sắm các thiết bị đóng cắt và bảo vệ;
Cnc: Là chi phí nhân cơng lắp đặt tụ bù
Cpk : Là chi phí cho hệ thống điều khiển và các phụ kiện khác;
Q : Là dung lượng của 01 cụm tụ bù, ở đây là 300kVAr.
Bảng 3. 3: Suất đầu tư tụ bù trung áp cố định

Stt

Dung lượng
Q (kVAr)

(1)
01
300
Vậy suất đầu tư sẽ là:

Đơn giá tụ bù
Ctb (đồng)

Thiết bị đóng cắt,
bảo vệ (FCO)
Cp (đồng)
(3)
12.000.000

(2)
89.400.000
𝑐𝐹 =

𝑐𝑡𝑏 +𝑐𝑝 +𝑐𝑛𝑐
𝑄

Chi phí nhân
cơng lắp đặt
Cnc (đồng)
(4)

6.750.000

= 360.500 đồng

Bảng 3. 4: Suất đầu tư tụ bù trung áp điều chỉnh
Stt

Dung
lượng
Q (kVAr)

Đơn giá tụ
bù
Ctb (đồng)

(1)
(2)
01
300
89.400.000
Vậy suất đầu tư sẽ là:

Hệ xà đỡ LBS
Thiết bị
Chi phí nhân
và hệ thống
đóng cắt, bảo công lắp đặt
điều kiển
vệ (LBS)
Cnc (đồng)

Cpk (đồng)
Cp (đồng)
(3)
(4)
(5)
64.500.000
30.000.000
6.750.000
𝑐𝑄 =

𝑐𝑡𝑏 +𝑐𝑝𝑘 +𝑐𝑝 +𝑐𝑛𝑐
𝑄

= 635.500 đồng

Tuy nhiên trong trường hợp tính tốn tối ưu hố vị trí lắp đặt các tụ bù đã có sẵn
trên lưới, ta sẽ bỏ qua các chi phí mua sắm mới tụ bù và thiết bị đóng cắt, bảo vệ, đồng
thời, chi phí nhân cơng sẽ được tính thêm phần nhân cơng thu hồi thiết bị, phần chi phí
này được lấy theo định mức quy định. Suất đầu tư tụ bù trung áp lúc này sẽ là:
𝑐𝑛𝑐 6.750.000
𝑐𝐹 =
=
= 22.500 đồ𝑛𝑔
𝑄
300
𝑐𝑝𝑘 + 𝑐𝑛𝑐 ∗ 𝑘 64.500.000 + 6.750.000 ∗ 1,6
𝑐𝑄 =
=
= 251.000 đồ𝑛𝑔
𝑄

300
- Tỷ giá bảo trì tụ bù cố định (mF) và tụ bù điều chỉnh (mS): là tiền để duy trì
hoạt động của tụ bù cố định và tụ bù điều chỉnh hàng năm. Tỷ giá này tính bằng
đồng/kVAr.năm.
Theo quy định của ngành điện Việt Nam hiện nay thì chi phí này mỗi năm bằng
5% nguyên giá tài sản cố định của trạm bù.


14
- Chi phí bảo trì trạm tụ bù trung áp cố định:
mFTA = 5% . cFTA = 5% x 360.500 = 18.025 đồng/kVAr.năm
- Chi phí bảo trì trạm tụ bù trung áp điều chỉnh:
mSTA = 5% . cQTA = 5% x 635.500 = 31.775 đồng/kVAr.năm
3.2.3 Tính tốn tối ưu tụ bù trên lưới điện phân phối
Dung lượng tụ bù lắp đặt trên lưới điện phân phối huyện Đức Phổ hiện tại cụ thể
theo như bảng sau:
Bảng 3. 5: Hiện trạng bù trung áp trên lưới điện huyện Đức Phổ
STT
1
2
3
4
5
6

Xuất tuyến
471-E16.4
473-E16.4
475-E16.4
477-E16.4

476-E16.2
478-E16.2
TỔNG

Số cụm bù TA
1
1
1
1
2
2
8

Tổng dung lượng (MVAr)
0,3
0,3
0,3
0,3
0,6
0,6
2,4

Tổn thất công suất trên lưới điện huyện Đức Phổ ở phương thức vận hành hiện tại,
chưa tối ưu tụ bù được thể hiện trong bảng sau:
Bảng 3. 7: Hiện trạng tổn thất công suất trên lưới điện huyện Đức Phổ
TỔNG TOÀN
ĐIÊN LỰC ĐỨC PHỔ

∆P (kW)
488,051

∆Q (kW)
849,257

3.2.3.1 Tính tốn tối ưu bù cơng suất phản kháng trên lưới điện trung áp
Trong chương trình PSS/Adept, ta gỡ tất cả các tụ bù hiện có trên lưới. Hiện trạng
lưới điện huyện Đức Phổ có tổng cộng 08 dàn tụ bù trung áp với tổng dung lượng là 2,4
MVAr, do đó, bước đầu tiên ta sẽ tối ưu hóa vị trí những dàn tụ bù có sẵn.
Trên chương trình PSS/Adept vào Analysis>Option>chọn thẻ CAPO và thực hiện
nhập dung lượng của một bộ tụ, số lượng bộ tụ cố định. Dung lượng một bộ tụ lấy theo
thực tế vận hành là 300kVAr và chọn số lượng bộ tụ bù cố định là 08, đúng bằng số hiện
có trên lưới điện huyện Đức Phổ.
Tiến hành chạy CAPO cho tất cả các xuất tuyến trung áp huyện Đức Phổ, ta thấy
tất cả 08 cụm tụ bù trung áp ban đầu đều được gắn vào lưới.
Lúc này, kết quả lắp đặt tụ bù theo từng xuất tuyến được thể hiện cụ thể theo như
bảng 3.8.


15
Bảng 3. 8 Kết quả lắp đặt tụ bù theo từng xuất tuyến
STT
1
2
3
4
5
6

Xuất tuyến
471-E16.4

473-E16.4
475-E16.4
477-E16.4
476-E16.2
478-E16.2
TỔNG

Tổng dung lượng
(MVAr)
0,3
0,3
0
0,3
0,9
0,6
2,4

Vị trí lắp đặt
NODE3567
NODE3788
NODE4
NODE70; NODE3638; NODE4376
NODE1; NODE4421

Hiệu quả giảm tổn thất điện năng do tối ưu hóa vị trí đặt tụ bù được thể hiện qua
bảng sau:

TỔNG TOÀN
ĐL

∆P
trước
(kW)

∆Q
trước
(kW)

∆P sau
(kW)

∆Q sau
(kW)

Độ lợi
P
(kW)

Độ lợi
Q
(kW)

488,051

849,257

466,59

821,19

21,461 30,932

Sau khi tối ưu hóa các vị trí lắp đặt tụ bù trên lưới điện, lượng điện năng tiết kiệm
được trong 1 ngày là 515,064 kWh.
Tiếp theo, do phụ tải phát triển liên tục, ta sẽ dùng module CAPO để tính tốn, xác
định trên lưới điện có cịn thiếu bù cơng suất phản kháng hay khơng và tính tốn tối ưu
dung lượng bù công suất phản kháng cần lắp đặt thêm trên lưới điện nếu cần bổ sung.
Ta lần lượt tính tốn CAPO với từng xuất tuyến trung áp (các tụ bù trung áp hiện
có đã được lắp đặt tại các vị trí mới ở bước trên) với thông số cài đặt Economics.
Sau khi chạy lần lượt tất cả các xuất tuyến, ta nhận thấy khơng có xuất tuyến nào
tìm được thêm vị trí lắp đặt tụ bù, như vậy, xét về hiệu quả kinh tế, số lượng và vị trí lắp
đặt tụ bù đã tối ưu, không cần lắp đặt bổ sung thêm tụ bù trung áp.
3.2.3.2 Tính bù cơng suất phản kháng tối ưu trên lưới điện hạ áp
Ta đã tìm được các vị trí bù cơng suất phản kháng tối ưu và dung lượng cần bù cho
từng xuất tuyến trung áp, tuy nhiên, với xuất đầu tư lớn, dung lượng các cụm bù trung
áp cũng tương đối lớn do vậy nhiều xuất tuyến trung áp vẫn còn tiêu thụ lượng cơng
suất phản kháng cao nhưng chưa tìm được vị trí đặt bù thích hợp, đem lại hiệu quả về
TTĐN cũng như tính kinh tế. Vì vậy, tác giả sẽ tiếp tục sử dụng modul CAPO của
chương trình PSS/Adept để tính tốn vị trí đặt bù tối ưu tại các TBA. Các tụ bù này sẽ
được đặt tại phía hạ áp của các TBA.
Bảng 3. 9: Hiện trạng tổn thất công suất các xuất tuyến trên lưới điện huyện Đức
Phổ trước khi tính tốn tối ưu tụ bù hạ áp.


16
STT
1
2
3
4

5
6

Xuất tuyến

∆P trước (kW)

∆Q trước (kW)

96,21
63,28
45,12
55,37
121,29
79,03
460,3

137,67
133,65
98,13
123,69
218,28
98,94
810,36

471-E16.4
473-E16.4
475-E16.4
477-E16.4
476-E16.2

478-E16.2
TỔNG

Bước đầu tiên ta phải tính tốn lại xuất đầu tư của các tụ bù hạ áp như sau:
- Giá lắp đặt tụ bù cố định (cF) và tụ bù điều chỉnh (cQ): là suất đầu tư tụ bù cố
định và tụ bù điều chỉnh, có đơn vị là đồng/kVAr; Chi phí này bao gồm cả tiền mua vật
tư thiết bị, vỏ tủ tụ bù, tiền vận chuyển, tiền công lao động, v.v…, giá trị này cần được
tính phù hợp với thực tế của LĐPP miền Trung hiện nay.
Bảng 3. 10: Suất đầu tư bù hạ áp cố định
Dung lượng
(loại tụ)
(1)
01
30
Vậy suất đầu tư sẽ là:
Stt

Stt

Đơn giá
Thiết bị đóng cắt,
(đồng)
bảo vệ (CB, MCCB)
(2)
(3)
2.000.000
3.500.000
= {(2) + (3) + (4)}/ (1) = 8.250.000 /30
= 275.000 đồng
Bảng 3. 11: Suất đầu tư tụ bù hạ điều chỉnh

Dung lượng
(loại tụ)

(1)
01
30
Vậy suất đầu tư sẽ là

Chi phí nhân
cơng lắp đặt
(4)
2.750.000

Đơn giá
(đồng)

Thiết bị đóng cắt
Chi phí nhân
LBS và hệ thống
cơng lắp đặt
điều kiển
(2)
(4)
(5)
2.000.000
5.500.000
2.750.000
= {(2) + (3) + (4) }/ (1) = 10.250.000 /300
= 341.700 đồng

- Tỷ giá bảo trì tụ bù cố định (mF) và tụ bù điều chỉnh (mS): là tiền để duy trì
hoạt động của tụ bù cố định và tụ bù điều chỉnh hàng năm. Tỷ giá này tính bằng
đồng/kVAr.năm.
Theo quy định của ngành điện Việt Nam hiện nay thì chi phí này mỗi năm bằng
5% ngun giá tài sản cố định của trạm bù.
- Chi phí bảo trì trạm tụ bù hạ áp cố định:


17
mFTA = 5% . cFHA = 5% x 275.000 = 13.750 đồng/kVAr.năm
- Chi phí bảo trì trạm tụ bù hạ áp điều chỉnh:
mSTA = 5% . cQHA = 5% x 635.500 = 17.085 đồng/kVAr.năm
Ta có thơng số sau khi nhập giá trị thực tế như sau:

Hình 3.10: Thơng số Economics tụ bù hạ áp
Tiến hành chạy modul CAPO của chương trình PSS/Adept ta được dung lượng bù
cụ thể của từng xuất tuyến như bảng sau:
Bảng 3. 12: Kết quả tính toán bù hạ áp sau khi chạy CAPO
STT
1
2
3
4
5
6

Xuất tuyến
471-E16.4
473-E16.4

475-E16.4
477-E16.4
476-E16.2
478-E16.2
TỔNG

Số cụm
12
10
7
13
15
9
66

Tổng dung
Tổng dung
lượng cố
Số cụm
lượng điều
định (kVAr)
chỉnh (kVAr)
360
5
150
300
210
390
1
30

450
5
150
270
1.980
11
330

Vị trí lắp đặt bù cụ thể của từng xuất tuyến:


18
Vị trí lắp đặt
tụ bù điều chỉnh
NODE3581; NODE52;
NODE3829;
NODE3813
NODE3545

STT

Xuất
tuyến

1

471E16.4

2

473E16.4

-

3

475E16.4

-

4

477E16.4

NODE36

5

476E16.2

6

478E16.2

NODE3657;
NODE3651;
NODE4410
NODE4394;
NODE4401

Vị trí lắp đặt
tụ bù cố định
NODE23~; NODE33; NODE28;
NODE3563; NODE45~; NODE46~;
NODE13~; NODE24;NODE3825;
NODE3816; NODE60; NODE6
NODE55; NODE3799; NODE53;
NODE3787; NODE48; NODES21;
NODE3780; NODE51; NODE19;
NODE30
NODE3768; NODE39; NODE3763;
NODE3758; NODE37; NODE3754;
NODE3765
NODE3714; NODE3704;
NODE3712; NODE3694;
NODE3721; NODE32; NODE29;
NODE5; NODE18; NODE15;
NODE3662; NODE58; NODE45
NODE95; NODE87; NODE84;
NODE3658; NODE74; NODE3644;
NODE3642; NODE11; NODE39;
NODE4391; NODE69; NODE23;
NODE4397; NODE27; NODE4380
NODE4469; NODE4457;
NODE105; NODE4445; NODE96;
NODE92; NODE39; NODE83;
NODE133

-

Hiệu quả giảm TTĐN sau khi tối ưu hóa vị trí và dung lượng tụ bù hạ áp được thể
hiện qua bảng sau:
Bảng 3. 13: Hiệu quả giảm TTĐN sau khi lắp đặt tụ bù hạ áp
STT
1
2
3
4
5
6

Xuất
tuyến
471-E16.4
473-E16.4
475-E16.4
477-E16.4
476-E16.2
478-E16.2
TỔNG

∆P
trước
(kW)
96,21
63,28
45,12
55,37
121,29
79,03

460,3

∆Q
trước
(kW)
137,67
133,65
98,13
123,69
218,28
98,94
810,36

∆P sau
(kW)
93,3
61,56
43,91
52,98
117,86
77,49
447,1

∆Q sau
(kW)
130,62
129,5
95,22
117,88
209,98

95,2
778,4

Độ lợi
P
(kW)
2,91
1,72
1,21
2,39
3,43
1,54
13,2

Độ lợi
Q
(kW)
7,05
4,15
2,91
5,81
8,3
3,74
31,96


19
Như vậy, sau khi thực hiện bù hạ áp, lượng điện năng tiết kiệm được trong 1 ngày
là 316,8 kWh.
3.2.3.3 Tính tốn hiệu quả kinh tế NPV

Ta tính được tổng giá trị hiện tại các khoản chi phí vận hành để lắp đặt tụ bù:
Trong đó:
𝑄𝑏𝑐𝑑 , 𝑄𝑏𝑑𝑐 [kVAr] là dung lượng bù cố định và điều chỉnh.
𝑄𝑏𝑐𝑑 , 𝑄𝑏𝑑𝑐 [đồng/kVAr] là suất đầu tư tụ bù cố định và điều chỉnh
𝑐𝑑
𝑑𝑐
𝐶𝑏𝑡
, 𝐶𝑏𝑡
[đồng/năm.kVAr] là suất chi phí bảo trì trong năm đối với tụ bù cố

định và điều chỉnh.
Tổng giá trị hiện tạicác khoản lợi nhuận do lắp đặt tụ bù được tính theo cơng
thức:
B= (ΔP’.gp+ΔQ’.gq).Ne.T
Trong đó: ΔP’, ΔQ’[kW,kVAr] là lượng giảm tổn thất điện năng so với tụ bù tự
nhiên, gp[đ/kW] là giá tiền điện năng tác dụng tiêu thụ, gq[đ/kVAr] là giá tiền điện năng
phản kháng tiêu thụ. T[giờ/năm] là thời gian làm việc của tụ bù.
gp=k%*gp (hệ số k tra theo cosφ tại tại thông tư số 15/2014/TT-BCT).Với
cosφ= 0,8 ta tra được k%= 12,5%.
Thay các giá trị vào cơng thức, tính tốn được các giá trị B, C và NPV:
NPV= B–C
Áp dụng tính tốn hiệu quả kinh tế cho bù trung áp
B=(21,461*1700+ 30,932*0,125*1700)*8*365*24= 3.017.417.040(đồng)
C= 2.400*(22.500+8*18.025)= 400.080.000(đồng)
NPV= B–C= 3.017.417.040 – 400.080.000= 2.617.337.040 (đồng)
Ta có thể thấy số tiền tiết kiệm được trong 1 năm từ việc giảm TTĐN trên lưới
điện là 2.617.337.040 đồng. Thời gian thu hồi vốn của phương án chỉ là 13 tháng và
đem lại mức lợi nhuận cao cho Cơng ty.
Tính tốn hiệu quả kinh tế NPV cho bù hạ áp:
B=(13,2*1700+ 31,96*0,125*1700)*8*365*24= 1.692.011.170(đồng)

C= 1.980*(275.000+8*13.750)+330*(341.700+8*17.085)= 702.583.200 (đồng)
NPV= B–C= 1.692.011.170 – 702.583.200= 989.427.970 (đồng)


20
Việc lắp đặt tụ bù hạ áp ngoài việc giúp nâng cao hệ số Cosφ tại trạm, cải thiện
điện áp phụ tải còn mang lại hiệu quả giảm TTĐN, giúp tiết kiệm kinh tế. Phương án
lắp đặt tụ bù hạ áp có thời gian là 4 năm, đem lại lợi nhuận cao cho Công ty.
Như vậy, sau khi thực hiện cả bù trung áp và hạ áp, số tiền thu lợi từ hiệu quả kinh
tế lắp đặt công suất phản kháng trên lưới điện là 3.606.765.010 (đồng).
3.3 Tính tốn phương thức vận hành tối ưu cho lưới điện huyện Đức Phổ bằng
cơng cụ TOPO của chương trình PSS/Adept
3.3.1 Ý nghĩa và mục đích tính tốn điểm dừng tối ưu
3.3.2 Áp dụng tính tốn điểm mở tối ưu lưới điện phân phối huyện Đức Phổ
Xét hiện trạng lưới điện phân phối huyện Đức Phổ, hầu hết các xuất tuyến hiện
nay vận hành độc lập theo kiểu hình tia, có cầu dao liên lạc giữa các xuất tuyến để cấp
điện khi có sự cố lưới điện hay bảo trì, bão dưỡng, thí nghiệm trên đường dây hoặc máy
cắt đầu xuất tuyến .
Các vị trí liên lạc giữa các xuất tuyến hiện hữu trên lưới điện phân phối huyện Đức
Phổ được thể hiện cụ thể qua bảng sau:
Bảng 3. 14: Hiện trạng các vị trí liên lạc giữa các xuất tuyến
STT

Tên mạch vịng liên lạc

1

Mạch vòng 471-E16.4 và 477-E16.4

2

Mạch vòng 477-E16.4 và 476-E16.2

3

Mạch vòng 477-E16.4 và 478-E16.2

4

Mạch vòng 476-E16.2 và 478-E16.2

VT liên lạc giữa 02 xuất tuyến
Cột 15 LL TT Đức Phổ - XT
477/110kV Đức Phổ
Cột 95 LL Phổ Minh - XT
476/110kV Mộ Đức
Cột 112 LL T4 - XT 478/110kV
Mộ Đức
Cột 28/7 LL Phổ Thuận - XT
476/110kV Mộ Đức

Thực hiện bài toán TOPO trên chương trình PSS/Adept, ta tìm được các vị trí tối
ưu để tổn thất cơng suất ∆P trong tồn mạng là bé nhất:
Bảng 3.15: Vị trí liên lạc sau khi tối ưu hóa điểm mở
STT

Tên mạch vịng liên lạc

1

Mạch vịng 471-E16.4 và 477-E16.4

2

Mạch vòng 477-E16.4 và 476-E16.2

3

Mạch vòng 477-E16.4 và 478-E16.2

VT liên lạc giữa 02 xuất tuyến
Cột 15 LL TT Đức Phổ - XT
477/110kV Đức Phổ
Cột 95 LL Phổ Minh - XT
476/110kV Mộ Đức
Cột 112 LL T4 - XT 478/110kV
Mộ Đức


21
4

Mạch vòng 476-E16.2 và 478-E16.2

Cột 28/7 LL Phổ Thuận - XT
476/110kV Mộ Đức

Như vậy, sau quá trình chạy TOPO ta thấy phương thức vận hành sau khi tối hóa
và hiện tại khơng có sự thay đổi, các vị trí liên lạc hiện tại là tối ưu để tổn thất công suất
∆P trong toàn mạng là bé nhất.

3.4 Giải pháp giảm tổn thất trong máy biến áp
Qua thống kê, tính tốn, hiện nay trên lưới điện khu vực huyện Đức Phổ một số
MBA công cộng đưuọc đầu tư từ khá lâu và đang vận hành có tổn thất cao. Vì vậy việc
giảm tổn thất trong MBA sẽ góp phần giảm được tỷ trọng TTĐN trên lưới trung thế.
Máy biến áp Amorphous đã được phát triển và sử dụng ở các nước trên thế giới.
Đây là một giải pháp hiệu quả để giảm tổn thất điện năng, giúp giảm phát thải CO2. Giai
đoạn đầu giới thiệu, với chi phí cao hơn máy biến áp lỏi thép Silic thông thường khoảng
40% nên chưa được quan tâm sử dụng nhiều, tuy nhiên đến nay khoảng cách chi phí
giữa 2 loại máy rút xuống cịn khoảng 15%-20%. Vì vậy máy biến áp Amorphous trở
thành một giải pháp khả thi để giảm tổn thất điện năng kỹ thuật trong phân phối điện.
Theo tiêu chuẩn kỹ thuật về MBA, thì thơng số tổn hao có tải các MBA Amorphous
và MBA silic đều bằng nhau, riêng thông số tổn hao không tải của MBA Amorphous
chỉ bằng 1/3 so với MBA silic.
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 số giờ vận hành trong năm
= (Po Silic - Po Amorphous) x 8760
Trong đó:
Po Silic : Tổn hao khơng tải MBA lõi thép silic.
Po Amorphous : Tổn hao không tải MBA lõi thép Amorphous.
8760 : Tổng số giờ của một năm ( ở đây khơng xét đến thời gian mất điện trung
bình trong năm ).
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. Cơng thức tính như sau:
E = ∆A x EF grid
Trong đó:
∆A : Lượng điện năng giảm được tính theo đơn vị thời gian (năm).
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.

22
Theo tính tốn và kiểm chứng giá mua thực tế năm 2018, chênh lệch giá mua MBA
Amorphous cao hơn giá MBA silic khoảng 15%-20%, so với chi phí tổn hao điện năng
giảm được thì thời gian thu hồi chi phí chênh lệch khoảng 6-8 năm.
Trong phạm vi của luận văn, chọn thay thế một số MBA vận hành lâu năm bằng
MBA Amorphous có cùng dung lượng nhằm góp phần giảm tổn thất trên lưới trung áp,
kết quả tính tốn được thể hiện trong bảng sau:
Bảng 3.16: Kết quả tiết kiệm sản lượng sau khi thay MBA thường và MBA Amorphous
cùng dung lượng
Chênh
Giá
Dung
Sản lượng lệch giá
Po (W) Giá MBA
MBA
lượng Po (W)
tiết kiệm mua
Tên MBA
MBA Amorphous thường
MBA Amorphous
KWh/ MBA
thường (triệu đồng) (triệu
(kVA)
năm
(triệu
đồng)
đồng)
Phổ An 3

125
340
230,22
198,60 1.883,4 31,62
250
Phổ An 4
125
340
230,22
198,60 1.883,4 31,62
250
Phổ Cường 3
75
205
139,49
120,25 1.138,8 19,24
100
Phổ Cường 10
95
280
160,21
138,21 1.620,6 22,00
160
Tái định cư
36
108
58,34
50,37
630,72
7,97

50
Tân Lộc
KDL
36
108
58,34
50,37
630,72
7,97
50
Sa Huỳnh 1
KDL
125
340
230,22
198,60 1.883,4 31,62
250
Sa Huỳnh 2
Phổ Minh 3
36
108
58,34
50,37
630,72
7,97
50
Phổ Nhơn 2
115
315
180,37

155,49
1752
24,88
180
Phổ Nhơn 3
75
205
139,49
120,25 1.138,8 19,24
100
Phổ Nhơn 9
75
205
139,49
120,25 1.138,8 19,24
100
Phổ Ninh 11
95
280
160,21
138,21 1.620,6 22,00
160
Phổ Châu 2
75
205
139,49
120,25 1.138,8 19,24
100
Phổ Châu 5
125

340
230,22
198,60 1.883,4 31,62
250
Phổ Khánh 1
95
280
160,21
138,21 1.620,6 22,00
160
Phổ Khánh 7
95
280
160,21
138,21 1.620,6 22,00
160
Phổ Thạnh 4
220
580
372,17
320,83 3.153,6 51,33
560
Phổ Thạnh 10
125
340
230,22
198,60 1.883,4 31,62
250
Trung bình
1.514,02 23,51

Sử dụng sản lượng điện tiết kiệm trung bình năm và mức chênh lệch giữa giá mua
MBA tại bảng 3.16, với hệ số chiết khấu 6%, thời gian tính tốn 20 năm, giá bán điện
bình quân hiện nay 1.720đ/kWh (hàng năm giá bán tăng bình qn tăng 3%), ta tính


23
được thời gian thu hồi vốn của dự án nếu đầu tư thay thế MBA thường và MBA
Amorphous như sau:
Thời gian thu hồi vốn là 8,1 năm;
EIRR (Hệ số hoàn vốn kinh tế nội tại) = 16%,
NPV (thu nhập thực tế quy về hiện tại) = 20,5 triệu đồng.
Đính kèm phụ lục tính kinh tế dự án khi thay thế MBA thường bằng MBA
Amorphous.
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.
3.5 Kết luận chương 3
Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT, trong chương 3 của luận văn đã thực thực hiện
được những công việc sau:
+ Vị trí tối ưu để lắp đặt tụ bù cố đinh, ứng động ở phía trung áp và tại hạ áp máy
biến áp, dung lượng bù thông qua Modul CAPO của phần mềm PSS/ADEPT.
+ Sử dụng Modul TOPO tính tốn nhằm để xuất vị trí điểm mở mới để tổn thất
trong mạng là bé nhất.
+ Tính tốn trào lưu cơng suất các suất tuyến qua đó chỉ ra các vị trí máy biến áp
vận hành lâu năm có tổn thất cao và đưa ra giải pháp thay thế bằng các máy biến áp
Amorphous nhằm giảm tổn thất.
Các giải pháp tác giả đưa ra nhằm đáp ứng các yêu cầu về kỹ thuật của lưới điện,
là cơ sở để Điện lực Đức Phổ tham khảo, áp dụng vào điều kiện thực tế quản lý.