Nghiên cứu, đề xuất giải pháp bù tối ưu công suất phản kháng nhằm giảm tổn thất điện năng cho lưới điện khu vực thị xã Ba Đồn

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

TRẦN NGỌC THÀNH

NGHIÊN CỨU, ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP BÙ
TỐI ƯU CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG
NHẰM GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CHO
LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC THỊ XÃ BA ĐỒN

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. TRỊNH TRUNG HIẾU

Phản biện 2: GS.TS. NGUYỄN HỒNG ANH

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 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 chọn đề tài
Cùng với quá trình phát triển kinh tế xã hội của đất nước, ngành điện luôn phải đi
trước một bước trong công cuộc công nghiệp hóa và hiện đại hóa. Các nhà máy xí nghiệp,
các khu công nghiệp ngày càng phát triển nhanh chóng đòi hỏi tiêu thụ công suất phản
kháng càng tăng, điều này làm giảm hệ số cosφ, giảm chất lượng điện năng, tăng tổn thất
trên lưới điện phân phối.Với việc mở rộng cơ sở sản xuất, sử dụng thiết bị có nhu cầu tiêu
thụ công suất phản kháng lớn, việc tính toán bù tối ưu và kiểm soát các hộ tiêu thụ điện để
áp dụng bảng giá phạt khi có hệ số cosφ thấp gây tổn thất điện năng cũng là một vấn đề rất
khó khăn.
Lưới điện trung hạ thế trên địa bàn thị xã Ba Đồn, khu vực thuộc Điện lực Quảng
Trạch quản lý là một trong những trung tâm phát triển kinh tế nhanh của tỉnh Quảng Bình.
Đặc biệt là từ cuối năm 2011, khi mà huyện Quảng Trạch được tách thành 02 trung tâm
hành chính là thị xã Ba Đồn và huyện Quảng Trạch, thì tốc độ phát triển cở sở hạ tầng, quy
mô sản xuất công nông nghiệp tăng nhanh đột biến, sự chênh lệch giữa đồ thị phụ tải ngày
và đêm, mùa mưa và mùa nắng, trong khi hệ thống bù công suất phản kháng trên lưới điện
chưa linh động khiến cho chất lượng điện năng lưới điện giảm sút đột biến, đồng thời gây
tăng tổn thất điện năng trên lưới điện. Từ năm 2010 trên lưới điện thuộc khu vực thị xã Ba
Đồn hệ thống tụ bù công suất phản kháng đã được đầu tư hàng năm, tuy nhiên chỉ là những
gải pháp tình thế. Đối với hệ thống bù trung thế chủ yếu là bù cứng, chỉ thao tác đóng cắt
bằng cầu chì tự rơi, hình thức bù này không linh động thao tác đóng cắt phức tạp đòi hỏi
phải cắt điện, không điều chỉnh được theo sự biến đổi của phụ tải khiến cho sau khi bù

cưỡng bức, một lượng công suất phản kháng đáng kể vẫn lưu thông qua lưới phân phối
trung áp gây ra tổn thất công suất tác dụng và tổn thất điện năng khá lớn. Đối với hệ thống
bù hạ thế đang tồn tại nhiều hình thức bù, bù tự động tại đầu trạm biến áp bằng rơ le công
suất phản kháng (CSPK), bù rãi tại các điểm nút trên lưới điện hạ thế bằng rơ le thời gian
hoặc rơ le công suất phản kháng, bù cứng tại đầu động cơ thiết bị thao tác đóng cắt bằng áp
tô mát hay rơ le. Việc bù công suất phản kháng ở lưới điện hạ thế thường cho hiệu quả cao
hơn, tuy nhiên việc tồn tại nhiều hình thức bù khiến cho việc tính toán phân bố, phối hợp
giữa các thiết bị bù công suất bù chưa hợp lý, nhiều khi hệ thống vẫn thiếu bù hoặc bù dư.
Ngoài ra ở lưới điện hạ thế chất lượng điện áp thường không ổn định khiến cho hệ thống bù
thường nhanh chóng hư hỏng, tuổi thọ giảm.
Hiện tại để kiểm soát và tính toán phân bố hệ thống bù CSPK, Công ty Điện lực
Quảng Bình đang sử dụng các phần mềm DSPM, PSS/ADEPT nhưng chỉ dừng lại ở mức độ
giải pháp tạm thời. Chính nguyên nhân đó 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 khu
vực thị xã Ba Đồn” nhằm nghiên cứu, tính toán, đề xuất một số giải pháp hợp lý và chiến
lược đáp ứng vấn đề cấp bách nói trên.


2

2. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu của luận văn
Đối tượng nghiên cứu của luận văn là nghiên cứu tổng thể hệ thống bù các lưới điện
phân phối thuộc phạm vi xây dựng, quản lý của các địa phương, có phương thức quản lý,
vận hành độc lập từ đó đưa ra được các giải pháp bù công suất phán kháng tối ưu, hợp lý
chiến lược và giảm tổn thất điện năng.
Áp dụng đối tượng nghiên cứu trên với lưới điện phân phối ở khu vực thị xã Ba Đồn,
đó là các lưới trung, hạ áp trên không cấp điện cho các phụ tải thuộc khu vực công, nông
nghiệp, sinh hoạt có sơ đồ mạng hở hoặc mạng kín vận hành hở.
3. Mục tiêu nghiên cứu của luận văn:
- Thu thập cơ sở dữ liệu về nguồn và phụ tải lưới phân phối các khu vực thuộc phạm vi

nghiên cứu để xây dựng đồ thị phụ tải điển hình đặc trưng cho lưới phân phối TX Ba Đồn.
- Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT tính toán đánh giá hiệu quả bù để giảm tổn thất điện
năng, tổn thất điện áp cho lưới điện hiện tại. So sánh, phân tích, nhận xét kết quả tính toán
với kết quả tính toán tổn thất điện năng, tổn thất điện áp báo cáo hiện đang áp dụng.
- Nghiên cứu, đề xuất các giải pháp bù tối ưu công suất phản kháng nhằm giảm tổn
thất điện năng.
- Xây dựng được hệ thống sơ đồ phân bố bù, dung lượng bù và đề xuất giải pháp bù tối
ưu cho lưới điện khu vực thị xã Ba Đồn.
4. Phương pháp nghiên cứu:
- Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: Nghiên cứu các tài liệu, sách báo, giáo trình,…
viết về vấn đề tính toán xác định tổn thất công suất, tổn thất điện năng, tổn thất điện áp từ đó
đưa ra được hiệu quả của việc bù công suất phản kháng để giảm tổn thất điện năng, tổn thất
điện áp.
- Phương pháp thực nghiệm: Áp dụng các lý thuyết đã nghiên cứu, sử dụng phần mềm
PSS/ADEPT để tính toán tổn thất công suất, vị trí và dung lượng bù công suất phản kháng
tối ưu nhằm giảm tổn thất điện năng.
5. Bố cục luận văn gồm bốn chương như sau:
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU VỰC THỊ XÃ BA
ĐỒN, TỈNH QUẢNG BÌNH
CHƯƠNG 2: CÁC CƠ SỞ TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG, BÙ CÔNG
SUẤT PHẢN KHÁNG VÀ PHẦN MỀM TÍNH TOÁN
CHƯƠNG 3: TÍNH TOÁN ÁP DỤNG CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU VỰC
THỊ XÃ BA ĐỒN VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG
NHẰM GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂG
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ


3

CHƯƠNG 1

TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU VỰC THỊ XÃ BA ĐỒN, TỈNH
QUẢNG BÌNH
1.1. VỊ TRÍ ĐỊA LÝ VÀ KHÍ HẬU CỦA THỊ XÃ BA ĐỒN
1.1.1. Vị trí địa lý
Ba Đồn là một thị xã thuộc tỉnh Quảng Bình, Việt Nam được thành lập theo nghị quyết
số 125/NQ-CP của Chính phủ ngày 20 tháng 12 năm 2013 tách ra từ huyện Quảng Trạch.
1.1.2. Khí hậu
Thị xã Ba Đồn, tỉnh Quảng Bình nằm ở vùng nhiệt đới gió mùa và luôn bị tác động bởi
khí hậu của phía Bắc và phía Nam và được chia làm hai mùa rõ rệt:
1.2. TỔNG QUAN VỀ TÌNH HÌNH KINH TẾ - XÃ HỘI CỦA THỊ XÃ BA ĐỒN
Ba Đồn có diện tích 163,1828 km2, dân số khoảng 120.000 người. Địa bàn hành chính
thị xã Ba Đồn gồm 6 phường và 10 xã.
Sản xuất nông, lâm, ngư nghiệp có sự chuyển biến mạnh mẽ theo hướng sản xuất hàng
hoá. Đồng thời đẩy mạnh CNH-HĐH nông nghiệp nông thôn qua Chương trình mục tiêu
quốc gia xây dựng nông thôn mới và nông nghiệp ứng dụng công nghệ, góp phần ổn định
đời sống, nâng cao thu nhập cho nhân dân. Về công nghiệp - TTCN có những bước chuyển
biến tích cực đa dạng về ngành nghề, chất lượng sản phẩm càng được nâng cao… Các
ngành nghề dịch vụ trên địa bàn thị xã ngày càng mở rộng và phát huy hiệu quả. Hệ thống
siêu thị, cửa hàng kinh doanh buôn bán ở phường Ba Đồn và các chợ ở nông thôn được
quan tâm đầu tư mở rộng, hàng hóa lưu thông trên địa bàn đa dạng và phong phú đã góp
phần ổn định sản xuất và đời sống của mọi tầng lớp nhân dân.
1.3. TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI CỦA THỊ XÃ BA ĐỒN
Thị xã Ba Đồn thuộc khu vực quản lý của Điện lực Quảng Trạch, trực thuộc Công ty
Điện lực Quảng Bình, có nhiệm vụ quản lý vận hành lưới điện phân phối và kinh doanh
điện năng theo phân cấp trên địa bàn thị xã Ba Đồn và huyện Quảng Trạch bao gồm 34 xã,
phường; khối lượng quản lý rất lớn.
1.3.1. Nguồn điện
Lưới phân phối trung áp của khu vực thị xã Ba Đồn được cấp điện từ 02 TBA 110kV
là TBA 110kV Ba Đồn (02 MBA-25MVA-110/35/22 kV, tổng công suất 50MVA) và TBA
110kV Văn Hóa (01 MBA-25MVA-110/22/6 kV và 01 MBA-110kV-25MVA-110/22, tổng

công suất 50MVA) ), ngoài ra lưới điện khu vực thị xã Ba Đồn còn có liên lạc với các TBA
110kV lân cận như Sông Gianh và Hòn La.
1.3.2. Lưới điện
* Lưới điện trung áp:
* Lưới điện hạ áp:


4

* Trạm biến áp phụ tải:
- Tổng số trạm: 269 trạm (218 TBA ngành điện và 51 TBA KH);
- Tổng dung lượng: 57.292 kVA (Ngành điện: 42.407kVA; Khách hàng: 14885 kVA)
Số liệu tụ bù và chế độ vận hành bù cụ thể như phụ lục 5 kèm theo.
* Khách hàng sữ dụng điện: Tổng số công tơ khoảng 49.317 khách hàng.
1.4. TÌNH HÌNH SỬ DỤNG ĐIỆN HIỆN TẠI CỦA LƯỚI ĐIỆN THỊ XÃ BA ĐỒN
- Tình hình thực hiện các chỉ tiêu KT-KT
Trong năm 2016, tốc độ tăng trưởng thương phẩm thấp so với năm 2015 và thấp nhất trong
giai đoạn 2015 – 2017, lý do là ảnh hưởng môi trường biển sau sự cố Formosa Hà Tĩnh.

Bảng 1.3. Các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật năm 2015-2017
TT

Các chỉ tiêu

ĐVT

Năm 2015

Năm 2016

Năm 2017

1

Điện thương phẩm

kWh

102.811.719

107.033.847

118.529.198

2

Điện tổn thất

%

6,09

7,19

5,80

3

Giá bán bình quân

đ/kWh

1.567,02

1.609,21

1.627,5

4

Tỉ lệ thu tiền điện

%

99,35

99,52

99,80

5

Tăng trưởng

%

9,06

4,11

10,74

Như vậy điện tiêu dùng và điện sản xuất là 2 thành phần chủ chốt trong thành phần
phụ tải của lưới điện khu vực thị xã Ba Đồn.
1.5. TÌNH HÌNH THỰC HIỆN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
Hiện, trong EVN đang tồn tại hai loại số liệu về TTĐN, đó là TTĐN theo phiên ghi chỉ
số hay còn gọi là tổn thất hình bình hành và TTĐN theo cấp điện áp hay còn gọi là TTĐN
hình chữ nhật:
1.5.1. Khái niệm tổn thất điện năng theo phiên ghi (tổn thất hình bình hành)
1.5.2. Khái niệm tổn thất cấp điện áp (tổn thất hình chữ nhật)
1.5.3. Kết quả thực hiện tổn thất điện năng
Tổn thất điện năng tại Điện lực Quảng Trạch giảm dần theo từng năm. Năm 2016 tổn
thất là 5,82% giảm 0,03% so với năm 2015; Năm 2017 tổn thất là 5,68% giảm 0,14% so với
năm 2016, tuy nhiên tổn thất đang ở mức cao. Tổn thất trung áp chiểm tỷ trọng tương đối
cao trong tổng TTĐN và của Ba Đồn chiếm phần lớn trong toàn Điện lực Quảng Trạch.
1.6. TÌNH HÌNH VẬN HÀNH HỆ THỐNG TỤ BÙ
Bảng tổng hợp tình hình bù công suất phản kháng trên lưới trung thế mùa mưa (tháng
3) và mùa khô (tháng 7) như phụ lục 6 và phụ lục 7 kèm theo.


5

Kết luận chương 1:
- Trong chương này, luận văn đã nêu rõ đặc điểm, vị trí địa lý thị xã Ba Đồn. Hiện
trạng nguồn điện và lưới điện khu vực thị xã Ba Đồn.
- Luận văn cũng đưa ra tình hình, kết quả thực hiện một số chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật,
chỉ tiêu tổn thất điện năng, cơ cấu phụ tải theo ngành nghề và tình hình bù công suất phản
kháng trên lưới điện thị xã Ba Đồn.
- Từ kết quả trên biết được TTĐN của xuất tuyến nào cao, tình hình bù công suất phản
kháng xuất tuyến nào thiếu/dư để có tính toán và phương án thực hiện giảm TTĐN, điều

khiển vận hành bù hiệu quả, cụ thể cho từng xuất tuyến.

CHƯƠNG 2
CÁC CƠ SỞ TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG, BÙ CÔNG SUẤT
PHẢN KHÁNG VÀ PHẦN MỀM TÍNH TOÁN
2.1. TỔN THẤT CÔNG SUẤT VÀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG LƯỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI
2.1.1. Ý nghĩa của vấn đề tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong hệ thống
cung cấp điện
Khi truyền tải điện năng từ thanh cái nhà máy điện đến các hộ dùng điện, ta cần phải
dùng dây dẫn và máy biến áp, nên một phần điện năng tất nhiên bị tiêu hao do đốt nóng dây
dẫn, do tạo ra các trường điện từ và các hiệu ứng khác.
Sự hiểu biết về tổn thất là cơ bản và không được bỏ qua trong việc so sánh các phương
án và phải được nghiên cứu đầy đủ về m i trường hợp cụ thể. Dưới đây là tổn thất kỹ thuật
của một hệ thống tiêu biểu
2.1.2. Nguyên tắc phân tích tổn thất.
Phí tổn do thành phần điện năng tổn thất phải được kể đến vì tổn thất làm tăng chi phí
sản xuất điện năng được bán hay điện năng được mua. Tổng quát, chi phí do tổn thất điện
năng bằng tích số của điện năng tổn thất trong thiết bị với giá một đơn vị điện năng tại
nguồn.
Phí tổn về tổn thất công suất phản kháng cũng phải được x t đến nếu chúng có tác
dụng đáng kể. Tổn thất phản kháng được tính toán đối với phụ tải yêu cầu cực đại của phần
hệ thống đang x t. Chi phí tổn thất phản kháng là chi phí hàng năm của thiết bị bù công suất
phản kháng được thiết đặt trên phần của hệ thống nhằm tạo ra được phí tổn ít nhất đối với
việc cung cấp phản kháng.
Đây là phương pháp kết hợp giữa phương pháp đường cong tổn thất và phương pháp
dòng điện trung bình bình phương. Phương pháp này kết hợp với tính toán tổn thất công
suất thành phần biến thiên bằng PSS/ADEPT cho kết quả tương đối chính xác và được sử
dụng rộng rãi để tính TTĐN trên lưới điện phân phối.

6

2.1.3. Sự ph n tán, c ng suất ự trữ và tổn thất trên tổn thất
Việc tính toán có thể đưa vào hệ số đồng thời khi không biết hệ số dự phần đỉnh hoặc
là khi các đỉnh không ổn định trong một thời gian dài. Hệ số đồng thời có thể được ước
lượng từ tỷ số của các hệ số phụ tải của các phần tử thuộc hệ thống đang x t với hệ số phụ
tải của toàn hệ thống.
2.1.4. Tính inh tế của việc giảm tổn thất
Vì phụ tải có ảnh hưởng đến tổn thất không phải luôn cố định, tổn thất điện năng có thể giảm
thông qua việc áp dụng hệ số phụ tải để giảm tổn thất điện năng vào lúc phụ tải đỉnh.
Có nhiều phương pháp để tính toán việc giảm tổn thất điện năng nhưng có lẽ phương pháp
hợp l nhất là đánh giá chi phí nhiên liệu trong việc cung cấp điện. Ví dụ lượng điện năng thương
phẩm bán được là 56.310 triệu kWh, điện năng tổn thất là 3.50 triệu kWh, như vậy, trước khi có
biện pháp giảm tổn thất giá trị phần trăm tổn thất điện năng là

2.2. TỔN THẤT ĐIỆN ÁP TRONG MẠNG ĐIỆN PHÂN PHỐI
2.2.1. Ý nghĩa của vấn đề tổn thất điện áp trong hệ thống cung cấp điện phân
phối
Mạng điện phân phối gồm có các đường dây trên không, đường dây cáp và các trạm
biến áp phân phối có nhiệm vụ phân phối và cung cấp điện trực tiếp đến hệ dùng điện nằm
các trung tâm cung cấp điện (nhà máy điện, trạm biến áp khu vực, …) khoảng vài đến vài
chục km và mật độ phụ tải tương đối dày.
Mạng điện phân phối thường là mạng hở hoặc mạng kín nhưng vận hành theo trạng
thái hở. Theo tính chất và đặc điểm phụ tải, ta có mạng điện phân phối thành phố, nông
thôn, công nghiệp.
2.2.2. Các phương pháp tính tổn thất điện áp trong lưới điện phân phối
Tổn thất điện áp là một đại lượng v ctơ phức tạp (v ctơ phức)
.

Δ U = ΔU + j U
(2.23)
2.2.3. Giới hạn điện áp vận hành và điện áp cung cấp cho khách hàng
Hiện nay, điện áp trên lưới điện phân phối Ba Đồn đang được vận hành ở mức 1.1 đến
1.2Uđm theo chỉ đạo của CPC. Điện áp thường xuyên được giữ trong khoảng từ 23.1kV đến
23.5kV.
Điện áp tại điểm đo đếm của khách hàng được quy định bởi thông tư 3 /2010/TTBCT quy định như sau [10]
- Trong chế độ vận hành bình thường, điện áp tại điểm đấu nối với khách hàng sử dụng
điện dao động so với điện áp danh định là ±5%.
- Trong chế độ sự cố đơn lẽ hoặc trong quá trình khôi phục vận hành ổn định sau sự cố,
cho ph p mức dao động tại điểm đấu nối với khách hàng sử dụng điện bị ảnh hưởng trực
tiếp do sự cố là +5% và -10%.


7

- Trong chế độ sự cố nghiêm trọng hệ thống điện truyền tải hoặc khôi phục sự cố, cho
ph p mức dao động điện áp trong khoảng ±10% so với danh định.
2.3. LÝ THUYẾT CƠ BẢN VỀ BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG CHO PHỤ TẢI
Như ta đã biết, để cải thiện hệ số công suất hay các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật khác của
mạng điện, cần một bộ tụ điện hay máy bù đồng bộ làm nguồn phát công suất phản kháng.
Cách giải quyết này được gọi là bù công suất phản kháng. Tải mang tính cảm có hệ số công
suất thấp sẽ nhận thành phần dòng điện phản kháng (chậm pha so với điện áp 1 góc 90o) từ
máy phát đưa đến qua hệ thống truyền tải/phân phối. Do đó k o theo tổn thất công suất và
gây nên hiện tượng sụt áp.
- Mô hình tính bù CSPK theo điều kiện cực tiểu tổn thất công suất
Bằng việc giải tích mạng điện, tính toán phân bố công suất ứng với m i chế độ xác lập,
ta tính được điện áp tại các nút và tổn thất ∆P, ∆Q của lưới điện.
- Bài toán bù theo điều kiện điều chỉnh điện áp
Trước khi bù thì tổn thất điện áp trong mạng là:

U

1
10.U n2

n

.( Pi .Ri Qi . X i ) % ;

(2.41)

1

Khi đặt bù thì tổn thất điện áp giảm đi một lượng là:

Ub

1
10.U n2

n

.(Qbi .X i ), % ;

(2.42)

1

Qb1.X1 Qb2 .X 2 ... 10.Un2 . E;

(2.46)

- Phương pháp bù theo điều kiện cực tiểu các chi phí
X t mạng điện gồm n nút (không kể nút nguồn cung cấp), đối với m i nút i, k hiệu
công suất cực đại của phụ tải Sti = Pti + jQti, công suất bù Qbi, đối với m i nhánh i tổng trở
nhánh Zi = Ri + jXi, công suất truyền tải đến cuối đường dây Si = Pi+ jQi (Vì mạng có sơ đồ
hở nên luôn có thể k hiệu thứ tự nhánh theo số hiệu nút cuối của nó).
Tổn thất công suất tác dụng trên nhánh thứ i xác định theo công thức

Pi

3.Ii2 .Ri .10

3

Ai Bi .Qi2 , KW ;

(2.47)

với Pi, Qi, Ui đều được tính ở cuối nhánh; Khi tính gần đúng có thể lấy Ui ≈ Un (điện
áp định mức tại nút i). Tổn thất tổng trong toàn mạng sẽ là
n

P

( Ai

Bi .Qi2 ), KW ;

(2.48)

i 1

- Bù công suất phản kháng dựa trên chỉ tiêu tối đa hoá các tiết kiệm
Điều yêu cầu là tối ưu dung lượng và vị trí lắp đặt của n tụ bù trên một xuất tuyến


8

phân phối ba pha hình tia nhằm tối thiểu hoá tổn thất công suất và tổn thất điện năng. Cụ
thể hơn là chúng ta tìm các vị trí i (i = 1, 2, ..., n) và các kích cỡ Qbi (i = 1, 2, ..., n) của
các tụ bù ngang theo hình 2.4 để cực đại hoá các tiết kiệm ròng điện năng bằng tiền đạt
được cho chương trình lắp đặt tụ.
Các tiết kiệm ròng đạt được từ việc giảm tổn thất công suất và tổn thất điện năng
S = C0.DP + C∆.DA - Kc.ΣQbi ⇒ max;
Với Cp, C∆, Kc là các hệ số kinh tế, giá của m i đơn vị tổn thất công suất, tổn thất điện
năng và dung lượng tụ bù.
DP, DA - độ giảm công suất đỉnh, độ giảm tổn thất điện năng do tác dụng của n tụ bù
ngang.
Mô hình này có thể giải bằng phương pháp lặp cho từng bài toán nhỏ, tìm biến tối ưu
cục bộ (vị trí, kích cỡ, thời gian đóng cắt tối ưu) từ đó xác định lời giải tối ưu toàn cục.
- Bù tối ưu theo phương pháp ph n tích động theo dòng tiền tệ:
Để xác định dung lượng bù tối ưu, cần phải xây dựng hàm mục tiêu, đó là hàm lợi ích
thu được khi đặt bù, bao gồm các lợi ích thu được trừ đi các chi phí do đặt bù. Hàm này phải
đạt giá trị cực đại và có 6 thành phần [1, tập 1, tr. 300]:
2.4. TÍNH TOÁN KINH TẾ MẠNG ĐIỆN PHÂN PHỐI
2.4.1. Sự phát triển kinh tế của hệ thống điện phân phối
Sự phát triển của phụ tải đòi hỏi phải phát triển thêm nguồn và lưới điện hiện đại. Sự
phát triển này đỏi hỏi phải tối ưu về kinh tế. Tổng chi phí của bất kỳ công trình nào cũng

được chia làm hai phần
- Tổng vốn đầu tư ban đầu.
- Chi phí vận hành hàng năm.
Trong hai thành phần này thì vốn đầu tư ban đầu được chi ra trong thời gian tương đối
ngắn trong khi chi phí vận hành hằng năm thì phân bổ trong nhiều năm (theo tuổi thọ của
công trình). Để phán đoán tính kinh tế của một dự án cần thiết phải quy đổi hai loại chi phí
này về cùng một cơ sở. Điều này được làm như sau
- Quy đổi vốn đầu tư ban đầu về số tiến tương đương hằng năm gọi là chi phí cố định.
- Quy đổi chi phí vận hành hàng năm về số tiền tương đương quy về thời gian xây
dựng gọi là giá trị hiện tại.
Chi phí cố định hiện tại là số tiền tối thiểu hằng năm đủ để chi cho việc chị lãi hằng
năm nhằm cho ph p thu hồi vốn đầu tư đồng thời trả thuế, phí của công trình. Chi phí cố
định tỷ lệ với vốn đầu tư, nghĩa là cho phí đầu tư là M thì chi phí cố định hàng năm là yM,
trong đó y là suất chi phí cố định [4,9].
2.4.2. Suất chi phí cố định hàng năm.
Suất chi phí cố định hàng năm bao gồm các thành phần tương ứng như sau


9

- Chi trả lãi hàng năm bao gồm tiền lãi trên phiếu nợ, lãi cổ phần. Lãi suất được đặt ra
bởi các nhà đầu tư.
- Khấu hao là phần thu nhập được đưa vào dự trữ với định là quỹ dự trữ đó sẽ bằng
với vốn đầu tư vào giai đoạn cuối của tuổi thọ.
- Thuế bao gồm thuế lợi tức và thuế thu nhập. Tiền thuế hàng năm và phí bảo hiểm
được biểu diễn bằng suất chi dùng là tỷ số tiền chi dùng hàng năm cho thuế và bảo hiểm với
tiền đầu tư ban đầu.
Tất nhiên, suất chi phí cố định này giống như mọi thành phần khác trong so sánh kinh
tế được đặt trên cơ sở các phỏng đoán được dự kiến trong tương lai. Ngay cả mức lãi suất
chỉ thành lập một cách khó khăn và trong tương lai lại rất bất định. Thuế lợi tức và phí bảo

hiểm trong hiện tại được xác định rõ nhưng không thể biết được trong 20 hay 40 năm sau sẽ
như thế nào. Ảnh hưởng của những bất định này phải được giảm đến chừng mực nào đó để
tránh mâu thuẫn trong các giả thiết đối với các phương án khác nhau [3,4, ].
2.4.3. Chi phí đầu tư
- Chi phí tồn kho, Chi phí xây dựng gián tiếp,bao gồm
+ Chi phí cho kỹ sư và giám sát công trình, Chi phí lao động gián tiếp.
+ Bảo hiểm các hạng mục như tai nạn, hỏa hoạn, ...
+ Thuế phát sinh trong quá trình xây dựng.
+ Chi phí hành chính và chi phí chung.
2.4.4. Chi phí vận hành.
- Chi phí về vật tư được yêu cầu cho bảo hành và bảo quản như chi phí phục vụ mua
vật tư, chi phí về sử dụng và tồn trữ.
- Chi phí phục vụ mua, khảo sát và thanh toán.
- Cho ph p hao hụt.
- Chi phí về vận hành và công bảo quản bao gồm
+ Thuế trên quỹ lương chẳng hạn như bảo hiểm xã hội, y tế, ...
+ Dự trù cho nghỉ ph p, bệnh hoạn. + Chuyên chở công nhân.
+ Dụng cụ, máy móc lao động. + Du lịch.
2.4.5. Hàm mục tiêu trong so sánh phương án.
Trong so sánh kinh tế nhiều phương án được đề nghị, hai giá trị sau đây có liên quan
đến tổn thất
- Tổn thất công suất cực đại ∆PMax (kW).
- Tổn thất điện năng hàng năm ∆A (kWh).
Tổn thất công suất cực đại ∆PMax có thể được tính toán từ phụ tải cực đại dự kiến. Tuy
nhiên có hai phương pháp để xác định tổn thất điện năng hàng năm
- Quá trình tính toán bắt đầu từ đồ thị phụ tải đối với công trình đang khảo sát. Từ đồ
thị này, đồ thị tổn thất được xác định bằng cách tính toán tổn thất thông thường. Tích phân
của đồ thị tổn thất công suất là tổn thất điện năng hàng năm.

10

- Một phương pháp ngắn hơn là nhân tổn thất công suất cực đại với thời gian tổn thất
công suất cực đại.
Tùy từng đặc điểm phụ tải mà các tiêu chí sẽ có mức độ ưu tiên khác nhau. Việc vận
hành lưới điện thường chỉ đạt được một vài tiêu chí nhất định chứ không thể thỏa mãn hoàn
toàn các tiêu chí trên.
2.5. ỨNG DỤNG PHẦN MỀM PSS/ADEPT
2.5.1. Giới thiệu chung
Trong các phần mềm tính toán và phân tích lưới điện hiện nay, phần mềm
PSS/ADEPT của Shaw Power Technologics, Inc được sử dụng rất phổ biến. M i phiên bản
tùy theo yêu cầu người dùng được bán kèm khóa cứng dùng chạy trên máy đơn hay máy
mạng. Với phiên bản chạy trên máy đơn và khóa cứng kèm theo, chỉ chạy được trên một
máy tính duy nhất.
Lưu đồ thuật toán tối ưu vị trí lắp đặt tụ bù:
Chọn đồ thị phụ tải cần tính
toán và đặt dung lượng định mức tụ
cần lắp đặt cho m i cụm

Tính phân bố công suất và
kiểm tra điện áp tại tất cả các nút

Tính dung lượng bù cần lắp
đặt tại tất cả các nút trên lưới

No
So sánh dung lượng bù tính ra tại
tất cả các nút thoản mãn điều kiện:
- SavingsF>CostF

- Ui
Yes
Kết quả


11

2.5.2. Tính toán vị trí bù tối ưu bằng 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
- Tổn thất của hệ thống
* Tìm vị trí đặt tụ bù tối ưu
2.5.3. Tính toán tổn thất điện năng, tổn thất điện áp bằng module Load Flow

Công cụ tính toán tổn thất công suất, tổn thất điện áp sử dụng Module Load Flow của
phần mềm PSS/ADEPT 5.0.
Tổn thất điện năng được tính toán bằng phương pháp tính toán theo qui định EVN cho
1 xuất tuyến, từ đó tính toán tương tự cho các xuất tuyến còn lại.
- Các thông số/số liệu đầu vào của Module Load Flow.
- Các thông số cơ bản hệ thống trong tính toán.
- Các thông số về cấu trúc lưới điện:
Kết luận
- Trong chương này tác giả đã trình bày các cơ sở tính toán tổn thất điện năng, bù công
suất phản kháng cho lưới điện phân phối thị xã Ba Đồn tổn thất điện năng, tổn thất điện áp,
bù tối ưu công suất phản kháng, vận hành kinh tế.
- Trình bày một số cách tính toán và đánh giá các chỉ tiêu về tổn thất điện năng, tổn
thất điện áp, bù tối ưu công suất phản kháng, vận hành kinh tế. Từ đó đưa ra ưu điểm, nhược
điểm của các phương pháp để chọn phương pháp hợp l phục vụ cho việc tính toán ở
Chương 3.

CHƯƠNG 3
TÍNH TOÁN ÁP DỤNG CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU VỰC
THỊ XÃ BA ĐỒN
3.1. TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CHO LƯỚI ĐIỆN THỊ XÃ BA ĐỒN
3.1.1. Phạm vi, phương pháp và c ng cụ tính toán:
- Điện áp cơ bản của hệ thống: 24kV.
- Tần số lưới điện 50Hz.
- Dạng điện áp đầu vào Line to line (điện áp dây).
- Điện áp duy trì tại thanh cái 22kV tại các TBA 110kV từ 23,6 – 23,7 kV (theo thực
tế vận hành) đang thực hiện.
- Công suất cơ bản của hệ thống 3 pha: 100000 kVA.


12

- Số bước lặp: 200;
- Sai số về điện áp: 1e-005 pu;
- Sai số về công suất: 0.0005
- Các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật ban đầu để nhập chương trình CAPO
Đơn giá và các số liệu được tác giả tham khảo theo các dự toán của EVN CPC và
đơn giá nhân công, vật liệu trên địa bàn, cụ thể như sau
Các thông số về cấu trúc lưới điện
Sơ đồ của lưới điện phân phối thị xã Ba Đồn nhận điện từ trạm 110kV Ba Đồn và
Văn Hóa sau khi nhập vào chương trình PSS/ADEP. Hình 3.1 là lưới điện phân phối thị xã
Ba Đồn sau khi vẽ bằng phần mềm PSS/ADEP.
(MW)
120
100
080

060
040
020
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 3.2. Biểu đồ công suất tổng lưới 22kV Ba Đồn mùa khô (tháng 7)


13
(MW)
120
100
080
060
040
020
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 3.3. Biểu đồ công suất tổng lưới 22kV Ba Đồn mùa mưa (tháng 3)
Bảng 3.1. Tổn thất không tải MBA của các xuất tuyến
TT
1
2
3
4
5
6
7
8

Tên xuất tuyến
371 Ba Đồn
471 Ba Đồn
473 Ba Đồn
475 Ba Đồn
477 Ba Đồn
478 Ba Đồn
473 Văn Hóa
471 Văn Hóa

Δpo ( W)
1,545
9,580
20,807
24,187
13,090
22,580
12,627
14,835

Bảng 3.2. Tính toán Kđt cho các xuất tuyến trung áp tháng 3, tháng 7
TT
1
2
3
4
5
6
7

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

Hệ số Kđt tháng 7
0.631
0.621
0.742
0.611
0.694
0.555
0.653

Hệ số Kđt tháng 3
0.431
0.467
0.702
0.405
0.483
0.394
0.531

Ta chọn xuất tuyến 473 Ba Đồn để tính toán tổn thất, từ đó tính toán tương tự cho các
xuất tuyến trung thế khu vực Ba Đồn.

14

(MW)
004
003
003
002
002
001
001
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 3.4. Đồ thị phụ tải ngày điển hình tháng 3 của xuất tuyến 473 Ba Đồn
(MW)
004
003
003
002
002
001
001
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 3.5. Đồ thị phụ tải ngày điển hình tháng 7 của XT 473 Ba Đồn
- Tính tổn thất điện năng theo phương pháp EVN cho xuất tuyến 473 Ba Đồn.
Áp dụng công thức 3.2 tính toán tổn thất điện năng
∆A = ΔPkt.T + ΔPmax .T.Kđt

Tổn thất công suất cực đại tính theo PSS/ADEP như phụ lục 5:

Bảng 3.3. Tổn thất công suất cực đại tháng 3, tháng 7 năm 2018
TT

Tên xuất tuyến

Δpmax tháng

Δpmax tháng

7 (kW)

3 (kW)

1

XT471 Văn Hóa

23.245

23.051

2

Xuất tuyến 473 Văn Hóa

23.994

22.784

3

Xuất tuyến 471 Ba Đồn

16.683

15.290

4

Xuất tuyến 473 Ba Đồn

46.987

43.268

5

Xuất tuyến 475 Ba Đồn

40.645

35.170

6

Xuất tuyến 477 Ba Đồn

36.348

36.960

7

Xuất tuyến 478 Ba Đồn

47.425

35.195

Tính tổn thất điện năng tháng 3


15

ΔAtháng3=ΔPkt*24*31+ΔPmax*24*31*Kđt =
20,807*24*31+43,268*24*31*0,405 = 29.037,21 (kWh).
Tính tổn thất điện năng tháng 7:
ΔAtháng7=ΔPkt*24*31+ΔPmax*24*31*Kđt =
20,807*24*31+46,987*24*31*0,611 = 36.901,23 (kWh).
Tổn thất điện năng trong năm ΔAnăm = ΔAtháng3*6 + ΔAtháng7*6 = 393,23 (kWh)
3.1.2. Kết quả tính toán TTĐN toàn LĐPP Ba Đồn
- Bảng 3.4. Tổn thất điện năng tháng 3, tháng 7 năm 2018 (mùa mưa và mùa khô)
Qua kết quả tính toán tổn thất điện năng theo l thuyết và thực tế, nhận thấy rằng kết hai
kết quả có lệch nhau. Việc sai lệch này là do việc lấy phụ tải điển hình. Tuy nhiên việc sai lệch
này là không lớn và có thể chấp nhận được. Coi kết quả tính toán TTĐN qua chương 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.
3.2. TÍNH TOÁN BÙ TỐI ƯU CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THỊ XÃ BA ĐỒN
Sau khi chọn được phương án kết lưới phù hợp về tổn thất điện năng, cần kiểm tra về
trào lưu công suất phản kháng trên lưới điện phân phối. Từ kết quả kiểm tra sẽ đưa ra

phương án vận hành hợp lý các giàn tụ bù hiện có trên lưới điện và tiếp tục bù kinh tế lưới
điện nếu cần thiết.
3.2.1. Thiết lập các thông số kinh tế đầu vào bài toán CAPO
- Lãi suất vay 8%/năm.
- Trượt giá 2%/năm.
- Suất đầu tư cho cụm bù cố định (FCO+ giá đỡ + tụ bù) 0 đồng /kVAr đối với 5 cụm
bù 3x100 kVAr -24kV có sẵn trên lưới khu vực Ba Đồn (chỉ di chuyển về vị trí phù hợp).
- Chi phi bảo trì, bảo dưỡng tụ bù cố định 0 đồng/ kVAr.năm
- Chi phi bảo trì, bảo dưỡng tụ bù ứng động 0 đồng/ kVAr.năm
- Đời sống của dự án 15 năm.
3.2.2. Thiết lập các thông số kỹ thuật
Bảng 3.5 Load snapshots các vùng chạy bài toán CAPO
Bảng 3.6 Vị trí và dung lượng các cụm tù bù hiện trang trên LĐPP Ba Đồn


16

+ Hiện tại trên lưới điện khu vực Ba Đồn có 5 cụm bù cố định trung áp có sẵn là
3x100 kVAr-24kV.
+ Số lượng bù hạ thế gồm 265 cụm, tổng dung lượng 10.035 kVAr.
+ Vì hiện tại các cụm tụ bù trên lưới điện phân phối Ba Đồn là tụ bù cố định nên ta chỉ
tính toán ở chế độ cơ bản.
- Trên cơ sở này ta chạy bài toán CAPO tính phân bố bù trung thế gồm 2 bước:
Bước 1: Gỡ hết 5 cụm tụ bù trung thế trên lưới điện Ba Đồn.
Bước 2 Tính toán dung lượng bù và vị trí bù bằng bài toán CAPO trên PSS/ADEPT
5.0
- Tương tự ta chạy bài toán CAPO tính phân bố bù hạ thế gồm 2 bước:
Bước 1: Gỡ hết các cụm tụ bù hạ thế trên xuất tuyến cần tính.
Bước 2 Tính toán dung lượng bù và vị trí bù bằng bài toán CAPO trên PSS/ADEPT
5.0

3.2.3. Kết quả chạy tính toán CAPO
a. Bù trung thế:
Kết quả chạy bài toán CAPO cho thấy vị trí đặt 5 cụm bù cố định 3x100kVAr22/0,4kV như sau
Bảng 3.7. Kết quả vị trí bù sau khi chạy CAPO (phụ lục 9)
Bảng 3.8. Kết quả vị trí bù sau khi chạy CAPO (phụ lục 14)
Nhận xét: Sau khi chạy CAPO các vị trí bù đã được thay đổi vì vậy cần hoán chuyển
các cụm tụ bù trung thế như sau, chi tiết như phụ lục 9 và 14:
Do tại 26 TBA trên đã có đặt tụ bù hạ thế nên chỉ cải tạo thay đổi dung lượng, di
chuyển một số cụm tụ bù hạ thế theo kết quả đã chạy từ phần mềm PSS ADEPT. Các TBA
trên xuất tuyến có thể cải tạo sang bù tự động để phối hợp hiệu quả.
3.3. ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG SAU KHI BÙ
3.3.1. Các vị trí đặt tụ bù thay đổi sau khi bù
- Các vị trí đặt bù trung thế như sau
Bảng 3.9. Kết quả các vị trí đặt bù sau khi bù
Bảng 3.10. Kết quả vị trí và dung lượng bù hạ thế sau khi bù
3.3.2. Tổn thất công suất, tổn thất điện năng sau hi đặt bù
a. Tổn thất công suất
Bảng 3.11. Kết quả TTCS sau khi tái đặt bù
Tổn thất công suất trước khi bù, chi tiết như phụ lục 9 và 14:
ΔS = 164,65 + j351,34 (kVA)
Tổn thất công suất sau khi bù, chi tiết như phụ lục 9:
ΔS = 160,31 + j343,97 (kVA)


17

Kết quả tính toán TTĐN toàn LĐPP Ba Đồn
Bảng 3.5. Tổn thất điện năng tháng 3, tháng 7 năm 2018 (mùa mưa và mùa khô)
Số liệu tính toán theo PSS/ADEP
Tháng 3 năm 2018

TT

Tháng 7 năm 2018

Lũy ế năm 2018

Tên xuất tuyến
Điện thanh
cái (kWh)

Điện tổn
thất
(kWh)

TTĐN
(%)

Điện
thanh cái
(kWh)

Điện tổn
thất
(kWh)

TTĐN
(%)

Điện thanh
cái (kWh)

Điện tổn
thất
(kWh)

TTĐN
(%)

1

XT 471 Văn Hóa

857,090

18,424

2.15

1,052,500

21,951

2.09

11,457,540

242,247

2.11

2

XT 473 Văn Hóa

790,600

17,319

2.19

969,600

20,486

2.11

10,561,200

226,828

2.15

3

XT 471 Ba Đồn

1,096,628

15,112

1.38

1,189,038

16,340

1.37

13,713,993

188,708

1.38

4

XT 473 Ba Đồn

1,446,763

28,527

1.97

1,975,813

36,846

1.86

20,535,457

392,239

1.91

5

XT 475 Ba Đồn

1,519,597

30,627

2.02

2,056,174

38,972

1.90

21,454,626

417,593

1.95

6

XT 477 Ba Đồn

1,109,928

20,576

1.85

1,276,755

24,755

1.94

14,320,100

271,981

1.90

7

XT 478 Ba Đồn

1,432,620

30,699

2.14

1,826,058

39,848

2.18

19,552,063

423,278

2.16


18

Bảng 3.12. Kết quả TTĐN tháng 7 sau khi bù
Δpo

Δpmax

(kWh)

(kW)

(kW)

10,345,937

117.706

214.17

TT Tên xuất tuyến Thanh cái

1

Lưới 22kV
Ba Đồn

Ksđ
0.693

ΔAo

ΔAt

ΔA

ΔAo

ΔAt

ΔA

(kWh)

(kWh)

(kWh)

(%)

(%)

(%)

87,573

110,476

198,049

0.846

1.06

1.91

Bảng 3.13. Kết quả TTĐN tháng 3 sau khi bù
TT

1

Tên xuất tuyến
Lưới 22kV
Ba Đồn

Thanh cái

Δpo

Δpmax

(kWh)

(kW)

(kW)

8,253,226

117.706

200.336

Ksđ
0.479

ΔAo

ΔAt

ΔA

ΔAo

ΔAt

ΔA

(kWh)

(kWh)

(kWh)

(%)

(%)

(%)

87,573

71,380

158,953

0.85

1.07

1.92

Bảng 3.14. Bảng so sánh TTĐN trước và sau khi bù
TT

Tên xuất
tuyến

Thanh cái
2018

1
SAU THỰC HIỆN
Lưới 22kV Ba Đồn
111,594,979
TRƯỚC THỰC HIỆN
2
Lưới 22kV Ba Đồn
111,594,979
CHÊNH LỆCH (2-1)
3
Lưới 22kV Ba Đồn
0

ΔAo
(kWh)
1,050,879

Kết quả tính toán TTĐN
ΔAt
ΔAo
ΔAt
(kWh)
(%)
(%)
1,091,141

ΔA

(%)

0.94

0.9

1.84

1,050,879

1,111,996

0.94

1.00

1.94

0

20,855

0

0.1

0.1


19

3.4. ĐIỆN ÁP CÁC NÚT TRƯỚC VÀ SAU KHI BÙ
Bảng 3.15. Bảng kết quả điện áp các nút trước và sau khi bù
T

Tên nút

T

Xuất tuyến

Điện áp

Điện áp

trước hi

sau khi

bù (kV)

bù (kV)

1

Thanh cái Roòn

Trạm cắt Roòn

23.696

23.753

2

Thanh cái Quảng Lộc

Trạm cắt Quảng Lộc

23.800

23.800

3

TC 22 TBA Tân Mỹ 5

471 Ba Đồn

23.850

23.850

4

TC22 TBA Cồn Ngựa

475 Ba Đồn

23.772

23.810

5

TC 22 TBA Quảng Thạch 6

473 Ba Đồn

23.694

23.699

6

TC 22 TBA Làng Thanh Niên

474 Roòn (478 Ba Đồn)

23.657

23.730

7

TC 22 TBA Cảnh Dương 6

473 Roòn (478 Ba Đồn)

23.665

23.739

8

TC 22 TBA Đông Thành 2

473 Văn Hóa

23.773

23.773

9

TC 22 TBA Văn Phú 1

471 Văn Hóa

23.754

23.754

Chi tiết điện áp các nút trước và sau khi bù như phụ lục 12 và phụ lục 13
Từ kết quả trên nhận thấy điện áp các nút sau khi bù cao hơn so với điện áp các nút
hiện trạng nhưng vẫn thuộc trong phạm vi quy định bởi thông tư 3 /2010/TT- BCT.
3.5. TÍNH TOÁN HIỆU QUẢ KINH TẾ SAU KHI BÙ
3.5.1. Tính lượng tổn thất điện năng giảm hàng năm
Tổng lượng điện năng tiết kiệm trong một năm
ΔATK ∑ = 20.885 (kWh/năm).

3.5.2. Giá trị làm lợi hàng năm
Giá trị làm lợi do giảm TTĐN
G = ΔATK ∑ * g.
Với:
- ΔATK ∑ = 20.885 (kWh/năm)
- g là giá mua điện bình quân năm 2018, g = 1.695 đ/kWh.
G = ΔATK ∑* g = 34,410,750 đồng.
- Suất đầu tư ban đầu: Do việc bù lưới điện từ lưới điện có sẵn
+ Thay đổi các vị trí đặt bù của các cụm tụ bù có sẵn.
Do vậy suất đầu tư ban đầu chỉ là chi phí nhân công và máy thi công cho công tác
dịch chuyển thiết bị đóng cắt, tụ bù. Chi phí nhân công và máy thi công được tính toán dựa
vào các định mức lập dự toán như bảng sau.


20

Bảng 3.16. Đơn giá chi phí dịch chuyển tụ bù
Đơn giá (đồng)
Số
lượng

Nhân công

+ Xà tụ bù
+ Xà FCO

5
5

710.012,00

470.539,00

3.550.060,00
2.352.695,00

Cầu chì tự rơi (FCO)

5

825.546,00

4.127.730,00

Máy cắt

1

4.286.425,00

Tụ bù 300kVAr

5

6.526.224,00

32.631.120,00

Tụ bù trọn bộ 10kVAr tự
động

12

876.000,00

10.512.000,00

Tụ bù trọn bộ 20kVAr tự
động

9

876.000,00

7.884.000,00

Tụ bù trọn bộ 30kVAr tự
động

2

876.000,00

1.752.000,00

Tụ bù trọn bộ 40kVAr tự
động

3

876.000,00

2.628.000,00

Tên thiết bị

Máy thi
công

Tổng

Bù trung thế tụ bù
300kVAr

2.070.081

6.356.506,00

Bù hạ thế

Tổng

16.322.746,00 2.070.081,00 71.749.111,00

- Tổng chi phí đầu tư ban đầu là 71,749,111 đồng
- Lợi nhuận năm thứ nhất thu được sau khi bù tối ưu là -37,383,361 đồng.
- Lợi nhuận năm thứ 2 thu được sau khi tái thực hiện phương án bù là -2,972,611
đồng.
- Lợi nhuận năm thứ 3 thu được sau khi tái thực hiện phương án bù là 31,438,139
đồng.

21

Lợi nhuận từ năm thứ 4 trở đi thu được sau khi tái thực hiện phương án bù là
34,410,750 đồng.
3.6. ĐỀ XUẤT THÊM MỘT SỐ GIẢI PHÁP ĐỂ TỐI ƯU HÓA HỆ THỐNG
TỤ BÙ
- Đối với lưới điện xây dựng mới phải có quy hoạch, tính toán cụ thể để nâng cao hiệu
quả bù tự nhiên. Tính toán phân bố lại lưới điện để có phương án xây dựng phương thức vận
hành hợp lý nhằm san đều trào lưu công suất phản kháng trên lưới điện.
- Đối với lưới điện hiện trạng, trên cơ sở các số liệu và tính toán trong chương trình
PSS/ADEPT 5.0 hoặc các chương trình tính toán phân bố bù để có phương án hoán chuyển
hợp lý.
- Thay thế các MBA có tiêu chuẩn cũ bằng các MBA có tổn thất không tải thấp hơn.
- Do thời gian ngắn nên đề tài chỉ mới tính được giải pháp bù tối ưu là bù phía lưới
điện trung áp và lưới điện hạ thế của 01 xuất trung áp, tuy nhiên để hệ thống bù hoạt động
có hiệu quả nên tính toán bù về phía hạ thế các xuất tuyến còn lại, ưu tiên bù sâu về phía tải
hạ thế, càng xa nguồn càng hiệu quả.
- Đối với các tụ đang bù cứng đề xuất chuyển sang bù theo hệ số công suất phản kháng.
- Đối với lưới điện hiện trạng, trên cơ sở các số liệu và tính toán trong chương trình
PSS/ADEPT 5.0 hoặc các chương trình tính toán phân bố bù để có phương án hoán chuyển
hợp lý.
- Với lưới điện hiện trạng còn nhiều cụm tụ bù theo thời gian, tác giả đề xuất cải tạo
sang bù theo hệ số công suất phản kháng hay bổ sung relay bù công suất phản kháng phía
sau rơ le thời gian để để hệ thống tụ bù linh động hơn và phối hợp tốt hơn.
Đối với lưới điện phân phối khu vực thị xã Ba Đồn
Ngoài các giải pháp trên và các giải pháp hoán chuyển tụ bù như đã nêu ở chương 3,
tác giả đề xuất thêm một số giải pháp như sau
- Đối với hệ thống bù trung thế, dung lượng các cụm tương đối lớn 3x100 kVAr, tác
giả đề xuất nên thay bằng các cụm tụ bù dung lượng nhỏ hơn (3x50 kVAr) và phân bố đều

trên lưới.
- Đối với bù hạ thế, làm việc với khách hàng để chuyển các cụm bù cứng không qua
relay công suất phản kháng thành bù tự động bằng relay công suất phản kháng.
- Về công suất trạm biến áp cần bù để đảm bảo kinh tế: các trạm biến áp Sđm <
250kVA có tổng dung lượng tủ tụ bù hạ áp là (20 - 60) kVAr (cấp tụ từ 5-10 kVAr), chi phí
tủ này cao tương đương các tủ khác.
Kết luận
- Để tính toán bù tối ưu nhằm giảm tổn thất điện năng nhằm đưa ra các giải pháp trên
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 dàng, đảm


22

bảo độ chính xác khi có được một sơ đồ lưới điện chi tiết, đã được cập nhật chính xác trên
các ứng dụng các phần mềm quản lý và các thiết bị tự động đo xa.
- Tính toán bù tối ưu LĐPP bằng phương pháp phân tích động theo dòng tiền tệ, dung
lượng bù, điều kiện ràng buộc, vị trí bù xác định theo phương pháp dò.
- Xây dựng cơ sở dữ liệu dây dẫn, thông số cấu trúc và các chỉ số kinh tế LĐPP
kết nối vào PSS/ADEPT, để chương trình tính toán, đánh giá chính xác cả bài bù tối ưu và
tổn thất điện năng trên lưới điện.
- Đề xuất thực hiện bù kinh tế bằng cách bù cố định kết hợp điều chỉnh phía hạ áp
cho LĐPP.
- Trong nội dung luận văn này tác giả đã ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT để mô
phỏng tính toán phân bổ công suất, bù tối ưu và TTĐN trên lưới phân phối thị xã Ba Đồn, từ
đó đề xuất các giải pháp tái cấu trúc lưới điện phân phối để thực hiện giảm tổn thất điện
năng mang tính khả thi, chi tiết như phụ lục 9 và 14:
- Kết quả giảm TTĐN, hiệu quả làm lợi mang lại trong 1 năm
+ Trong 3 năm đầu lợi nhuận thu được sau khi bù là 31,438,13 đồng.
+ Lợi nhuận từ năm thứ 2 trở đi thu được sau khi bù lưới điện là 34,410,750 đồng.

- Điện áp tại các nút trước và sau khi bù tối ưu
T
T

Tên nút

Xuất tuyến

Điện áp

Điện áp

trước hi

sau khi

tái cấu trúc

tái cấu

(kV)

trúc (kV)

1

Thanh cái Roòn

Trạm cắt Roòn

23.696

23.753

2

Thanh cái Quảng Lộc

Trạm cắt Quảng Lộc

23.800

23.800

3

TC 22 TBA Tân Mỹ 5

471 Ba Đồn

23.850

23.850

4

TC22 TBA Cồn Ngựa

475 Ba Đồn

23.772

23.810

5

TC 22 TBA Quảng Thạch 6

473 Ba Đồn

23.694

23.699

6

TC 22 TBA Làng Thanh Niên

474 Roòn (478 Ba Đồn)

23.657

23.730

7

TC 22 TBA Cảnh Dương 6

473 Roòn (478 Ba Đồn)

23.665

23.739

8

TC 22 TBA Đông Thành 2

473 Văn Hóa

23.773

23.773

9

TC 22 TBA Văn Phú 1

471 Văn Hóa

23.754

23.754

Kết quả giảm tổn thất điện áp: Sau khi tái bù tối ưu công suất phản kháng lưới điện thì
điện áp của các nút phụ tải được cải thiện.
Như vậy, bù tối ưu công suất phản kháng để giảm tổn thất điện năng lưới điện mà tác
giả đề xuất đều có tính khả thi thực hiện tại đơn vị nhằm nâng cao hiệu quả vận hành.

23

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
1. Kết luận

Đề tài “Nghiên cứu, đề xuất giải pháp bù tối ưu nhằm giảm tổn thất điện năng cho
lưới điện khu vực thị xã Ba Đồn” được thực hiện nhằm đề xuất các giải pháp phân bố lại
hệ thống tụ bù có hiện trạng trên lưới điện giảm tổn thất điện năng, tổn thất điện áp, góp
phần vào tối ưu hóa vận hành lưới điện và chi phí ssanr xuất. Đề tài đã nghiên cứu chi tiết,
cụ thể hiện trạng lưới điện phân phối thị xã Ba Đồn để đề ra một số các giải pháp áp dụng
vào công tác QLVH, QLKD điện năng đối với đơn vị cơ sở trong khâu phân phối điện là
cấp Điện lực trực thuộc Công ty Điện lực tỉnh. Kết quả của đề tài như sau
- Khảo sát, thu thập số liệu về công tác quản lý vận hành, quản l 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 5.0. Qua đó xác định TTĐN hiện đang nằm ở khu
vực nào, đánh giá hệ thống bù tại khu vực đó, nhằm có giải pháp hợp lý giảm TTĐN hàng
năm.
- Phân bố lại hệ thống tụ bù trên lưới điện phân phối nhằm giảm tổn thất điện năng
trên LĐPP. Kết quả các giải pháp giảm TTĐN, hiệu quả làm lợi mang lại trong 1 năm
+ Lợi nhuận năm thứ nhất thu được sau khi tái cấu trúc là 85,016,023 đồng
+ Lợi nhuận từ năm thứ 2 trở đi thu được sau khi tái cấu trúc lưới điện là 99,620,120
đồng.
- Bù tối ưu lưới điện phân phối nhằm giảm tổn thất điện điện, nâng cao điện áp của các
nút phụ tải.
- Tại thị xã Ba Đồn, với tốc độ tăng trưởng phụ tải bình quân hàng năm khoảng 9% thì
hiệu quả của đề tài giúp giảm tổn thất điện năng còn có 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.
- Về môi trường: Việc tiết kiệm điện năng góp phần bảo vệ môi trường do giảm lượng
khí thải gây hiệu ứng nhà kính (CO2).

2. Kiến nghị:

- Với tính toán và các giải pháp tác giả đưa ra, đề nghị hội đồng bảo vệ và các chuyên
gia góp để tác giả hoàn thiện hơn.
- Trên cơ sơ các giải pháp đã nêu ra, đề nghị PC Quảng Bình chỉ đạo Điện lực Quảng
Trạch thực hiện làm điểm trên 01 xuất tuyến trên lưới điện khu vực thị xã Ba Đồn, từ đó
đánh giá và nhân rộng ra các xuất tuyến trên địa bàn.