Đánh giá hiệu quả kinh tế các phương pháp giảm tổn thất điện năng ứng dụng cho lưới điện phân phối thành phố Đồng Hới

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

HOÀNG LÊ TRUNG

ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ KINH TẾ CÁC PHƯƠNG PHÁP
GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG ỨNG DỤNG CHO
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ ĐỒNG HỚI

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2019


Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

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

Phản biện 1: TS. TRẦN VINH TỊNH

Phản biện 2: TS. LÊ HỮU HÙNG

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ
chuyên ngành 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 - Đai học Đà Nẵng.


1

MỞ ĐẦU
1. Lý do lựa chọn đề tài
Sự phát triển của Ngành điện đi cùng với sự phát triển của đất nước,
sự biến động của Ngành điện sẽ mang lại những ảnh hưởng không nhỏ đến
tình hình kinh tế, chính trị, xã hội của một Quốc gia. Trong thời kỳ hội
nhập kinh tế quốc tế, vai trò của Ngành điện ngày càng đặc biệt quan
trọng. Chúng ta biết rằng trong vòng những năm tới, nguy cơ thiếu hụt điện
năng là điều không thể tránh khỏi vì lý do là các trung tâm Thủy điện,
Nhiệt điện, Điện khí lớn gần như đã được khai thác triệt để. Đồng thời, các
nhà máy điện thường được xây dựng ở nơi gần nguồn nhiên liệu hoặc
chuyên chở nhiên liệu thuận lợi, trong khi đó các trung tâm phụ tải lại ở xa,
do vậy phải dùng lưới truyền tải để chuyển tải điện năng đến các phụ tải.
Vì lý do an toàn người ta không cung cấp trực tiếp cho các phụ tải bằng
lưới truyền tải mà dùng lưới phân phối. Đây là khâu cuối cùng của hệ
thống điện đưa điện năng đến hộ tiêu dùng.
Lưới phân phối thường được phân bố trên diện rộng, gồm nhiều
nhánh nút phụ tải, vì vậy khi truyền năng lượng trên đường dây đến các hộ
tiêu thụ sẽ gây nên tổn thất công suất, tổn thất điện năng, làm giảm chất
lượng điện năng … trong khi nhu cầu tiêu thụ điện năng ngày càng cao, đòi
hỏi đáp ứng đầy đủ kịp thời không chỉ về số lượng mà cả về chất lượng. Để
hạn chế các vấn đề trên, hàng năm một lượng vốn rất lớn được đưa vào
lưới điện thông qua các chương trình sửa chữa lớn, sửa chữa thường xuyên
để mua sắm, lắp đặt nhiều thiết bị vận hành (tụ bù, thay dây dẫn, thay máy

biến áp tổn thất thấp…) nhằm mục đích hoàn thiện cấu trúc lưới, điều
chỉnh điện áp, bù công suất phản kháng, giảm tổn thất điện năng trên lưới
điện. Tuy nhiên, các chương trình này thông thường có nhược điểm đó là:
nguồn lực tài chính là nguồn lực hữu hạn nhưng vẫn chưa có những đánh
giá chính xác tính hiệu quả của các công trình sửa chữa, nâng cấp lưới
nhằm mục đích giảm tổn thất điện năng.


2

Trước nhu cầu thực tiễn trên đây và vị trí công tác của tác giả đề tài,
tác giả mong muốn xây dựng bài toán thể hiện mối tương quan giữa chi phí
đầu tư và lợi nhuận thu được từ việc giảm tổn thất.
2. Mục đích nghiên cứu
- Phân tích các chế độ làm việc hiện hành của lưới phân phối thành
phố Đồng Hới.
- Tìm hiểu các chế độ bù công suất phản kháng hiện tại trên lưới
phân phối của Công ty Điện lực Quảng Bình.
- Ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính toán lựa chọn dung
lượng bù và vị trí bù hợp lý nhằm giảm tổn thất cho lưới điện để tăng hiệu
quả kinh tế cho lưới phân phối 22KV thành phố Đồng Hới.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
- Đối tượng nghiên cứu:
Nghiên cứu của đề tài là các phương pháp tính toán tổn thất công
suất trong đó nhấn mạnh đến phương pháp bù công suất phản kháng cho
lưới điện phân phối thành phố Đồng Hới, tính toán bù bằng phần mềm
PSS/ADEPT.
- Phạm vi nghiên cứu:
+ Áp dụng đối tượng nghiên cứu trên cho một số xuất tuyến 22kV
thuộc khu vực thành phố Đồng Hới có tổn thất cao.

+ Phương pháp tính toán các chế độ làm việc trong lưới phân phối.
+ Giải pháp bù cho lưới phân phối.
4. Tên đề tài
Căn cứ mục đích, đối tượng, phạm vi và phương pháp nghiên cứu, đề
tài được đặt tên: “Đánh giá hiệu quả kinh tế các phương pháp giảm tổn
thất điện năng ứng dụng cho lưới điện phân phối thành phố
Đồng Hới”.
5. Bố cục luận văn
Trên cơ sở mục đích nghiên cứu, đối tượng và phạm vi nghiên cứu,
nội dung đề tài dự kiến như sau:
- Chương mở đầu.


3

- Chương 1: Tổng quan về lưới điện và tổn thất trên lưới điện phân
phối.
- Chương 2: Mục tiêu bù công suất phản kháng và bài toán chi phí.
- Chương 3: Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT, đánh giá tổn thất
điện năng lưới điện phân phối thành phố Đồng Hới.
- Chương 4: Ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT tính toán, đánh giá
hiệu quả kinh tế bù tối ưu cho lưới điện phân phối Thành phố Đồng Hới.


4

CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN & TỔN THẤT TRÊN LƯỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI
1.1. Tổng quan về lưới điện phân phối

Hệ thống điện bao gồm các nhà máy điện, trạm biến áp, các đường
dây truyền tải và phân phối được nối với nhau thành một hệ thống thống
nhất làm nhiệm vụ sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng. Theo mục
đích nghiên cứu, hệ thống điện được chia thành các phần hệ thống như:
- Lưới hệ thống 500kV
- Lưới truyền tải (35, 110, 220kV)
- Lưới phân phối trung áp (6, 10, 22, 35kV)
- Lưới phân phối hạ áp (0,4kV)
1.2. Đặc điểm lưới điện phân phối

1.2.1. Sơ đồ hình tia
1.2.2. Sơ đồ mạch vòng
1.3. Tổn thất và ngu ên nhân gâ tổn thất

n th t th t
- Đường dây quá dài, bán kính cấp điện lớn, tiết diện dây dẫn quá nhỏ,
đường dây bị xuống cấp, không được cải tạo nâng cấp, trong quá trình
vận hành làm tăng nhiệt độ dây dẫn, điện áp giảm dưới mức cho ph p
và tăng TTĐN trên dây dẫn.

1.3.1.

- Máy biến áp vận hành non tải hoặc không tải sẽ không phù hợp với
hệ thống đo đếm dẫn tới TTĐN cao.
- Máy biến áp vận hành quá tải do dòng điện tăng cao làm phát nóng
cuộn dây và dầu cách điện của máy dẫn đến tăng tổn thất điện năng trên
máy biến áp đồng thời gây sụt áp và làm tăng TTĐN trên lưới điện phía
hạ áp.
- Tổn thất do thiết bị c , lạc hậu: các thiết bị c thường có hiệu suất

thấp, máy biến áp là loại có t lệ tổn thất cao hoặc vật liệu l i từ không
tốt dẫn đến sau một thời gian vận hành tổn thất có xu hướng tăng lên.


5

- Nhiều thành phần sóng hài của các phụ tải công nghiệp tác động vào
các cuộn dây máy biến áp làm tăng TTĐN.
- Tổn thất dòng rò: Sứ cách điện, chống s t van và các thiết bị không
được kiểm tra, bảo dư ng hợp lý dẫn đến dòng rò, phóng điện.
- Đối với hệ thống nối đất trực tiếp, lặp lại không tốt dẫn đến TTĐN sẽ
cao.
- Hành lang tuyến không đảm bảo: không thực hiện tốt việc phát
quang, cây mọc chạm vào đường dây gây dòng rò hoặc sự cố.
- Hiện tượng quá bù, hoặc vị trí và dung lượng bù không hợp lý.
- Tính toán phương thức vận hành không hợp lý, để xảy ra sự cố dẫn
đến phải sử dụng phương thức vận hành bất lợi và TTĐN tăng cao.
- Vận hành không đối xứng liên tục dẫn đến tăng tổn thất trên dây
trung tính, dây pha và cả trong máy biến áp, đồng thời c ng gây quá tải
ở pha có dòng điện lớn.
- Vận hành với hệ số cosφ thấp do phụ tải có hệ số cosφ thấp, thực
hiện lắp đặt và vận hành tụ bù không phù hợp. Cosφ thấp dẫn đến tăng
dòng điện truyền tải hệ thống và tăng TTĐN.
- Các điểm tiếp xúc, các mối nối tiếp xúc k m nên làm tăng nhiệt độ,
tăng TTĐN.
- Chế độ sử dụng điện không hợp lý: công suất sử dụng của nhiều phụ
tải có sự chênh lệch quá lớn giữa giờ cao điểm và thấp điểm.
n th t th ơng mại
- Các thiết bị đo đếm như công tơ, T , T không phù hợp với tải có
thể quá lớn hay quá nhỏ hoặc không đạt cấp chính xác yêu cầu, hệ số

nhân của hệ thống đo không đúng, các tác động làm sai lệch mạch đo
đếm điện năng, gây hỏng hóc công tơ, các mạch thiết bị đo lường, …

1.3.2.

- Sai sót khâu quản lý: T mất pha, T , công tơ hỏng chưa kịp xử lý,
thay thế kịp thời, không thực hiện đúng chu kỳ kiểm định và thay thế
công tơ định kỳ theo quy định của Pháp lệnh đo lường, đấu nhầm, đấu
sai sơ đồ đấu dây, … là các nguyên nhân dẫn đến đo đếm không chính
xác gây TTĐN.


6

- Sai sót trong nghiệp vụ kinh doanh: đọc sai chỉ số công tơ, thống kê
tổng hợp không chính xác, bỏ sót khách hàng, …
- Không thanh toán hoặc chậm thanh toán hóa đơn tiền điện.
- Sai sót thống kê phân loại và tính hóa đơn khách hàng.
- Sai sót trong khâu tính toán xác định tổn thất kỹ thuật.
Hiện nay, có nhiều các phương pháp giảm tổn thất điện năng tùy thuộc
vào việc xác định nguyên nhân gây tổn thất. Trong phạm vi đề tài, tác giả
nghiên cứu đưa ra các phương án tối ưu cho việc lắp đặt tụ bù trên lưới
trung, hạ áp. Vì vậy, luận văn sẽ trình bày đánh giá hiệu quả phương án
giảm tổn thất bằng bù công suất phản kháng.
1.4. Bù công suất phản kháng trong lưới điện phân phối

1.4.1. Bù công s
1.4.2. Yê cầ về

t phản háng

th

t và inh tế

1.4.2.1. Tiêu chí kỹ thuật
1.4.2.2. Tiêu chí về kinh tế

1.4.3.

ác ph ơng pháp ù công s

1.4.4. Ph ơng thức ù công s

t phản háng

t phản háng

1.4.5. Phân tích ảnh h ởng của tụ ù đến t n th t công s

t tác dụng và
t n th t điện năng của l ới phân phối xét trong một số tr ờng hợp đơn
giản
- Điện áp nhất định.
1.5. Kết luận chương 1

Chương này trình bày các lý thuyết cơ bản về tổn thất điện năng và
nêu ra phương pháp giảm tổn thất xuyên suốt đề tài này đó là sử dụng
phương pháp bù công suất phản kháng cho lưới điện. Đây là cơ sở bước
đầu để xây dụng chương trình tối ưu sẽ được trình bày trong các chương
sau.

7

CHƯƠNG 2
MỤC TIÊU BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG
VÀ BÀI TOÁN CHI PHÍ
2.1. Tổng quan về bù công suất phản kháng lưới điện phân phối
Dung lượng bù hiện có tính đến thời điểm 31/09/2018 là 107,89
MVAr gồm 34 dàn bù trung áp (bù cố định) với tổng dung lượng bù 10,05
MVAr ; Tổng dung lượng bù hạ áp (cố định và điều chỉnh) là 1621 cụm
với tổng dung lượng là 97,84 MVAr.
2.2. Bù tự nhiên lưới điện phân phối
2.2.1. Điề chỉnh điện áp
2.2.2. Nghiên cứ các ph ơng thức v n hành tối
2.2.3. Nâng cao hệ số công s t tự nhiên
2.3. Bù kinh tế lưới điện phân phối
2.3.1. Khái niệm dòng tiền tệ
2.3.2. ông thức tính giá trị t ơng đ ơng cho các dòng tiền tệ đơn và
phân ố đề
2.3.3. Ph ơng pháp giá trị hiện tại
2.3.4. Bù tối
theo ph ơng pháp phân tích động theo dòng tiền tệ
2.4. Kết luận chương 2
- Trong luận văn này, phương pháp bù được chọn dựa trên cơ cở
phân tích động theo dòng tiền tệ.
- Mục tiêu của việc bù CSPK để giảm tổn thất công suất dẫn đến
giảm tổn thất điện năng. Do đó nâng cao hiệu quả kinh tế.
- Chấp nhận một số giản ước khi tính toán bù kinh tế cho lưới điện
phân phối :

- Bài toán giải riêng cho từng trục chính.
- Giả thiết đồ thị phụ tải của trạm phân phối như nhau và giống như
đồ thị phụ tải đo được ở đầu trục chính.
- Công suất tụ là biến rời rạc. Giá tiền đơn vị tụ bù có quan hệ không
tuyến tính với công suất tụ bù.


8

- Bài toán tìm luật điều chỉnh tụ bù được giải riêng độc lập với bài
toán tìm công suất bù max.
CHƯƠNG 3
GIỚI THIỆU PHẦN MỀM PSS/ADEPT, ĐÁNH GIÁ TỔN THẤT
ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ ĐỒNG HỚI
3.1. Tổng quan
3.2. Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT
3.2.1. Khái quát chung
3.2.2. ính toán phân ố công s t
3.2.3. ối
hóa việc lắp đặt tụ ù
3.2.4. h n lợi và hó hăn hi sử dụng phần mềm PSS/ADEP
3.3. Các bước thực hiện khi ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT
3.3.1. h th p, xử lý và nh p số liệ l ới điện cần tính toán trên
PSS/ADEPT
3.3.2. hể hiện l ới điện trên giao diện đồ hoạ của PSS/ADEP
3.4. Đánh giá tình hình tổn thất điện năng lưới điện Thành phố Đồng
Hới
3.4.1. ình hình t n th t điện năng:
ng 3.3. TT
l i i n th nh h

n
i th n năm
Sản lượng tổn thất triệu k h
TT

Tên xuất
tu ến

3 mùa
đông
2018
(T1-3)

tháng
mùa h
2018
(T4-8)

8 tháng
năm 2018

Sản lượng
thanh cái
tháng năm
201 triệu
kWh)

Tỷ lệ
TTĐN
(%)

1

471/ĐH

109,593

258,022

367,615

20.802,068

1,77

2

472/ĐH

23,594

57,779

81,372

13.817,112

0,59

3

473/ĐH

108,090

230,766

338,855

15.284,165

2,22

4

474/ĐH

73,040

155,061

228,101

13.648,582

1,67


9

5

475/ĐH

86,070

186,118

272,189

13.783,381

1,97

6

476/ĐH

69,675

166,159

235,835

15.502,035

1,52

7

477/ĐH

43,331

95,248

138,579

6.062,411

2,29

8

478/ĐH

77,458

206,111

283,568

16.258,723

1,74

9

471/BĐH

48,415

113,773

162,188

9.777,932

1,66

10 473/BĐH

78,437

227,173

305,610

13.485,379

2,27

11 477/BĐH

104,551

201,862

306,413

13.407,747

2,29

12 372/ĐH

136,387

307,239

443,626

32.587,533

1,36

958,640

2.205,310

3.163,950

184.417,068

1,72

Tổng c ng

Để đạt được mục tiêu giảm tổn thất điện năng cần tiến hành đồng
thời nhiều biện pháp như:

Các biện pháp kỹ thuật:
+ Nâng cao điện áp định mức của lưới điện phù hợp với quy hoạch
phát triển lưới điện khu vực, nếu thấy phụ tải tăng trưởng mạnh về giá trị
c ng như khoảng cách, với cấp điện áp định mức c không đáp ứng được.
+ Bù kinh tế trong mạng điện phân phối bằng tụ điện.
+ Phân bố tối ưu công suất phản kháng trong lưới điện làm cho dòng
công suất phản kháng vận chuyển hợp lý trên các đường dây cho tổn thất
nhỏ nhất.
+ Hoàn thiện kết cấu trúc lưới điện để có thể vận hành với tổn thất
nhỏ nhất.
+ Cải tiến kỹ thuật và sử dụng các thiết bị, vật liệu chất lượng cao có
tổn thất nhỏ.
+ Chọn đúng công suất MBA phù hợp với yêu cầu phụ tải, tránh
hiện tượng máy biến áp vận hành quá non tải.
+ Quản lý hệ thống đo đếm, vận hành đường dây đúng quy trình,
quy định.
Các biện pháp quản lý:
+ Nâng cao chất lượng công tác quản lý vận hành.
+ Nâng cao chất lượng trong công tác quản lý khách hàng.


10

+ Nâng cao chất lượng công tác dịch vụ khách hàng.
Trong đó việc tiến hành tính toán hoán chuyển và đặt thêm tụ bù là
một trong những giải pháp quan trọng cần xem x t hàng năm. Do đó trong
khuôn khổ luận văn, tác giả đề cập đến việc xem x t đặt tụ bù công suất
phản kháng nhằm giảm tổn thất công suất đáp ứng được chất lượng điện
năng đồng thời đem lại hiệu quả kinh tế cao.
3.4.2. Đề x t các giải pháp giảm t n th t điện năng có tính đến hiệ

q ả inh tế
3.4.3. Kê các vị trí của tụ ù
3.5. Kết luận chương 3
Phần mềm PSS/ADEPT là phần mềm có thể ứng dụng mô phỏng
lưới điện phân phối. Qua đó tính toán được phân bố công suất, điện áp và
hệ số cos tại các nút.
Xây dựng cơ sở dữ liệu cho chương trình PSS/ADEPT trên cơ sở
thông số cấu trúc lưới phân phối thành phố Đồng Hới.
Trên cơ sở tổn thất điện năng các xuất tuyến 22kV Đồng Hới, đối với
các xuất tuyến có tổn thất cao như XT 471, 473, 475, 477 được x t đến để
thực hiện đánh giá.


11

CHƯƠNG 4
ỨNG DỤNG PSS/ADEPT TÍNH TOÁN BÙ, ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ
KINH TẾ BÙ TỐI ƯU CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
THÀNH PHỐ ĐỒNG HỚI
4.1. Tổng quan của hệ thống lưới điện tỉnh Quảng Bình:
4.1.1. Đặc điểm l ới phân phối tỉnh Q ảng Bình
4.1.2. Hiện trạng ng ồn và l ới điện
4.1.3. Ph ơng thức c p điện và ết dây cơ ản hiện tại của LĐPP TP
Đồng Hới
C c hụ t i th nh h
n h i ợc nhận i n từ c c XT , 35kV
từ c c trạm biến
kV n
i v ắc n
i cụ thể nh sau:

- Trạm 110 kV Đồng Hới công suất 2x40 MW - 110/35/22kV
+ Máy biến áp T1-40000 kVA-110/35/22 kV gồm có các XT 22kV
(471, 473, 475, 477 ), các XT 35kV (372, 374). Có Pmax = 16,765MW.
++ XT 471 dài 8,0km, số TBA 69, S= 19450kVA, Pmax=6,0,
Pmin=3,0.
++XT 473 dài 6,3km, số TBA 39, S= 13850kVA, Pmax=3,3,
Pmin=1,5.
++ XT 475 dài 10,4km, số TBA 51, S= 12100kVA, Pmax=3,7,
Pmin=1,5.
++ XT 477 dài 4,4km, số TBA 36, S= 11260kVA, Pmax=5,7,
Pmin=2,1.
++ XT 372 dài 16,5km, số TBA 28, S= 21475kVA, Pmax=8,0,
Pmin=3,0.
++ XT 374 cấp điện cho phụ tải Đài phát sóng trung.
+ Máy biến áp T2-40000 kVA-110/35/22 kV gồm có các XT 22kV
(472, 474, 476, 478 ). Có Pmax = 24,788 MW.
++ XT 472 dài 16,8km, số TBA 45, S= 8727kVA, Pmax=2,8,
Pmin=1,0.


12

++ XT 474 dài 4,3km, số TBA 41,S= 13590kVA, Pmax=6,3,
Pmin=2,5.
++ XT 476 dài 11,1km, số TBA 40,S= 11410kVA, Pmax=4,0,
Pmin=1,5.
++ XT478 dài 10,0km, số TBA 77,S= 20390kVA, Pmax=5,7,
Pmin=2,1.
- Trạm 110 kV Bắc Đồng Hới công suất 1x25MW - 110/22kV
+ Máy biến áp T1-25000 kVA-110/22 kV gồm có các XT 22kV

(471, 473, 475, 477, 479). Có Pmax = 15,00MW.
++ XT 471 dài 8,1km, số TBA 28, S= 7475kVA, Pmax=2,5,
Pmin=1,0.
++ XT 473 dài 12,6km, số TBA 52,S= 12145kVA, Pmax=3,8,
Pmin=1,5.
++ XT 477 dài 63,9km, số TBA 89,S= 18960kVA, Pmax=5,0,
Pmin=2,1.
4.1.4. Ph ơng án c p điện hi sự cố
4.1.5. Đồ thị phụ tải của các X điển hình
Sau khi tiến hành thu thập và xử lý số liệu tại các công tơ các xuất
tuyến 471-478 TBA 110kV Đồng Hới, xuất tuyến 471, 473, 477 TBA
110kV Bắc Đồng Hới, ta có bảng công suất phụ tải hàng giờ, đồ thị phụ tải
của ngày điển hình đối với lưới điện 35kV, 22kV và lưới điện tổng thể TP
Đồng Hới như sau (mùa hè từ T5-T7, mùa đông từ T1-T3/2018):

Hình 4. .

thị hụ t i n

y iển hình l

i i n 35kV TP

n

i


13

Hình 4.2.

thị hụ t i n

y iển hình l

i i n

kV TP

n

i

4.2. Tình hình bù trung, hạ áp được điều chỉnh trên lưới điện TP Đồng
Hới
4.3. Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT tính toán phân bố công suất và
tính toán bù tối ưu cho m t số XT điển hình của lưới điện phân phối
thành phố Đồng Hới:
4.3.1. Mục đích tính toán
4.3.2. ính toán phân ố công s t an đầ
4.3.3. Tính toán bù:
4.3.3. Tính to n bù tự nhiên
4.3.3. Tính to n bù kinh tế cho L PP
A.Tính to n bù c ịnh v iều chỉnh hía trun
:
B.Tính toán bù c ịnh và iều chỉnh hía hạ :
C. Tính to n bù c ịnh hía trun
kết hợ bù iều chỉnh hía hạ
áp:

4.4. So sánh hiệu quả kinh tế các phương án bù
- Đánh giá cho 01 Xuất tuyến trung áp: VD XT 473 Đồng Hới thời
điểm Pmax
Tổng giá trị hiện tại các khoản chi phí vận hành, lắp đặt tụ bù là:


14
C Qbcd (cF Ne .mF) Qbdc (cS Ne .mS)

(4.2)

Phương án bù trung áp, trong đó
+ Qbcd = 600 , Qbdc = 0 (MVAr); cF =150.000, cS=650.000 (đ/kVAr).
+ mF=4203,53, mS=19.500 (đ/năm.kVAr).
Với N = 15 năm là thời gian tính toán, r = 0.08 là t số chiết khấu
tính toán, i = 0.02 là t
số lạm phát ta có Ne =
N
n 1

1 r
1 i

n

15
n 1

1 0.02
1 0.08

n

9.478

C=600*(150.000+9.478*4203,53)+0*(650.000+9.478*19.500)=113.904.6
34,40đ.
Tổng giá trị hiện tại các khoản làm lợi do lắp đặt tụ bù theo công
thức:
B = [( Ptrước bù - Psau bù) x cP +( Qtrước bù - Qsau bù) x cQ]xNexT
(4.3)
Trong đó:
+

Ptrước bù - Psau bù = 64,72 – 63,22 = 1,5(kW)

+

Qtrước bù - Qsau bù = 154,96 – 151,8 = 3,16(kW).

+ cP = 1695 (đ/kWh); cQ = 20,17 (đ/kVArh).
+ T = 8760 (giờ/năm).
Ta có : B= [ 1,5 x 1695 + 3,16 x 20,17] x 9,478 x 8760 =
216.388.785,75đ
Thế các giá trị vào công thức NPV = B – C
NPV = 216.388.785,75 - 113.904.634,40 = 102.484.151.35đ
Phương án bù hạ áp, trong đó
+ Qbcd = 780 , Qbdc = 30 (MVAr); cF =171.720, cS=268.600 (đ/kVAr).
+ mF=5151,6, mS=8058 (đ/năm.kVAr).

15

Với N = 15 năm là thời gian tính toán, r = 0.08 là t số chiết khấu
tính toán, i = 0.02 là t
số lạm phát ta có Ne =
N
n 1

1 r
1 i

n

15
n 1

1 0.02
1 0.08

n

9.478

C=780*(171.720+9.478*5151,6)+30*(268.600+9.478*8058)=182.37
5.766,26đ.
Tổng giá trị hiện tại các khoản làm lợi do lắp đặt tụ bù theo công
thức:
B = [( Ptrước bù - Psau bù) x cP +( Qtrước bù - Qsau bù) x cQ]xNexT
(4.3)

Trong đó:
+

Ptrước bù - Psau bù = 64,72 – 61,24 = 3,48(kW)

+

Qtrước bù - Qsau bù = 154,96 – 146,09 = 8,87(kW).

+ cP = 1695 (đ/kWh); cQ = 20,17 (đ/kVArh).
+ T = 8760 (giờ/năm).
Ta có : B= [ 3,48 x 1695 + 8,87 x 20,17] x 9,478 x 8760 =
504.598.950,12đ
Thế các giá trị vào công thức NPV = B – C
NPV = 504.598.950,12 - 182.375.766,26 = 322.223.183.85đ
Phương án bù trung áp + hạ áp, trong đó
+ Trung áp Qbcd = 600 , Qbdc = 0 (MVAr); cF =150.000, cS=650.000
(đ/kVAr).
+ mF=4203,53, mS=19.500 (đ/năm.kVAr).
+ Hạ áp Qbcd = 0 , Qbdc = 380 (MVAr); cF =171.720, cS=268.600
(đ/kVAr).
+ mF=5151,6, mS=8058 (đ/năm.kVAr).
Với N = 15 năm là thời gian tính toán, r = 0.08 là t số chiết khấu
tính toán, i = 0.02 là t
số lạm phát ta có Ne =
N
n 1

1 r
1 i

n

15
n 1

1 0.02
1 0.08

n

9.478


16

Như vậy C = 600 x (150.000+9.478 x 4203,53) + 0 x (650.000+9.478 x
19.500)+ 0 x (171.720+9.478 x 5151,6) + 380x (268.600+9.478 x 8058) =
244.994.649,52 đ.
Tổng giá trị hiện tại các khoản làm lợi do lắp đặt tụ bù theo công
thức:
B = [( Ptrước bù - Psau bù) x cP +( Qtrước bù - Qsau bù) x cQ]xNexT (4.3)
Trong đó:
+

Ptrước bù - Psau bù = 64,72 – 61,56 = 3,16(kW)

+

Qtrước bù - Qsau bù = 154,96 – 147,21 = 7,75(kW).

+ cP = 1695 (đ/kWh); cQ = 20,17 (đ/kVArh).
+ T = 8760 (giờ/năm).
Ta có : B= [ 3,16 x 1695 + 7,75 x 20,17] x 9,478 x 8760 =
457.689.333,98đ
Thế các giá trị vào công thức NPV = B – C
NPV = 457.689.333,98 - 244.994.649,52 = 212.694.684.45đ
Giá trị làm
lợi
Chế độ
Pmax

Bù Trung áp
vnđ

Bù Hạ áp
(vnđ

102.484.151.35 322.223.183.85

Bù Trung áp + Hạ
áp vnđ
212.694.684.45

Áp dụng cho các xuất tuyến còn lại ta được các bảng sau :


17

Bảng 4.6: Tính toán kinh tế ở ph ơng án bù trung áp

Tên
xuất
tu ến
/Công
suât tải

∆P
(kW)

∆P k

Tự
Sau bù
nhiên
TA
∆P
∆P k
(kW)
1. XT 471/Đồng Hới
Pmin
17.23
17.23
Pbase
33.42
33.42
Pmax
55.52
55.28
2. XT 473/Đồng Hới
Pmin

17.18
17.18
Pbase
36.84
36.58
Pmax
64.72
63.22
3. XT 475/Đồng Hới
Pmin
10.04
10.04
Pbase
26.281
26.28
Pmax
53.304
52.46
4. XT 477/Đồng Hới
Pmin
1.93
1.93
Pbase
6.887
6.89
Pmax
15.03
15.03

∆Q

(kVAr)

∆Q
(kVAr)

Tự nhiên
∆Q
(kVAr)

Sau bù
TA
∆Q
(kVAr)

41.39
87.33
149.96

41.39
87.33
149.36

38.49
86.69
154.96

38.49
86.13
151.8

21.76
61.41
127.45

21.76
61.41
125.63

-0.83
12.10
33.35

-0.83
12.10
33.35

Qcđ
B Khoản làm
lợi do lắp đặt tụ
bù)

Trung Trung
áp
áp
kVAr

34,780,293.65

37,527,932.03
216,388,785.75

121,818,349.21

Qđc

150

150
600

450

C (Chi phí
vận hành, lắp
đặt tụ bù

NPV = B - C

kVAr

28,476,158.60

0
0
6,304,135.05

28,476,158.60
113,904,634.40

0

9,051,773.43
102,484,151.35

85,428,475.80

0
0
36,389,873.41
0
0
0


18

Bảng 4.7 : Tính toán kinh tế ở ph ơng án bù hạ áp
Tên
∆P
∆P
xuất
(kW) (kW)
tu ến
/Công Trước Sau
bù
suât
bù
HA
tải
Trạm Đồng Hới:
1. XT 471/Đồng Hới

Pmin 17.23 17.15
Pbase 33.42 32.62
Pmax 55.52 53.05
2. XT 473/Đồng Hới
Pmin 17.18 17.02
Pbase 36.84 35.62
Pmax 64.72 61.24
3. XT 475/Đồng Hới
Pmin 10.04 9.92
Pbase 26.281 25.33
Pmax 53.304 49.87
4. XT 477/Đồng Hới
Pmin
1.93
1.89
Pbase 6.887 6.26
Pmax 15.03 13.35

∆Q
∆Q
(kVAr) (kVAr) B Khoản làm
lợi do lắp đặt
Trước Sau bù
tụ bù
bù
HA

Qcđ

Qđc

Hạ áp

Hạ áp

C (Chi phí
vận hành, lắp
đặt tụ bù

NPV = B - C

(kVAr) (kVAr)

41.39
87.33
149.96

41.15 11,660,417.63
84.89 116,671,162.66
142.57 359,981,900.97

30
300
780

10 10,066,143.18 1,594,274.44
10 69,613,796.68 47,057,365.98
172,026,554.54 187,955,346.42

38.49

86.69
154.96

38.06 23,237,102.24
83.53 176,984,038.66
146.09 504,598,950.12

90
390
780

19,849,217.83 3,387,884.41
86,013,277.27 90,970,761.39
30 182,375,766.26 322,223,183.85

240
690

40 13,798,948.96 3,540,958.06
30 63,280,459.27 74,309,537.84
40 165,976,285.67 331,120,786.04

30
150
360

6,616,405.94
570,875.46
30 43,431,241.44 47,352,729.35
20 86,296,345.81 157,115,469.91

21.76
21.49 17,339,907.02
61.412 59.17 137,589,997.11
127.446 119.19 497,097,071.71
-0.83
12.1
33.35

-0.92
10.58
29.18

7,187,281.40
90,783,970.79
243,411,815.72


19

Bảng 4.8: Tính toán kinh tế ở ph ơng án bù trung áp kết hợp hạ áp
Qđc
Qcđ
∆P
∆P
∆Q
∆Q
Tên
(kW)
(kW)

(kVAr) (kVAr) B Khoản làm
xuất
C (Chi phí
Trung
Hạ
áp
tu ến
lợi do lắp đặt
vận hành, lắp NPV = B - C
áp
Trước
Trước
Sau
bù
Sau
bù
/Công
tụ bù
đặt tụ bù
bù
bù
TA+HA
TA+HA
kVAr
kVAr
suât tải TA+HA
TA+HA
Trạm Đồng Hới:
1. XT 471/Đồng Hới
Pmin

17.23
17.7
41.39
41.24
8,695,073.41
20
6,899,474.48
1,795,598.93
Pbase
33.42
32.81
87.33
85.5
88,910,684.39
190
65,545,007.56 23,365,676.83
Pmax
55.52
53.4
149.96 143.73 308,783,361.23
500
150 200,963,020.60 107,820,340.63
2. XT 473/Đồng Hới
Pmin
17.18
17.08
38.49
38.24
14,491,789.02
30

10,349,211.72 4,142,577.30
Pbase
36.84
35.77
86.69
83.98 155,120,755.62
210
150 100,920,640.64 54,200,114.97
Pmax
64.72
61.56
154.96 147.21 457,689,333.98
380
600 244,994,649.52 212,694,684.45
3. XT 475/Đồng Hới
Pmin
10.04
9.92
21.76
21.49
17,339,907.02
40
13,798,948.96 3,540,958.06
Pbase
26.281
25.39
61.412
59.31 128,911,670.30
200
68,994,744.80 59,916,925.50

Pmax
53.304
50.05 127.446 119.81 470,727,159.23
430
450 233,767,177.12 236,959,982.11
4. XT 477/Đồng Hới
Pmin
1.93
1.88
-0.83
-0.93
7,204,028.00
10
3,449,737.24
3,754,290.76
Pbase
6.887
6.33
12.1
10.79
80,581,105.37
120
41,396,846.88 39,184,258.49
Pmax
15.03
13.41
33.35
29.39 234,616,262.69
290
100,042,379.96 134,573,882.73

20

Từ các kết quả đạt được ở các bảng trên, Tác giả so sánh giá trị lợi
nhuận ròng NPV = B – C giữa các phương án trong cùng một XT đều có
phương án bù hạ áp cố định và điều chỉnh kết hợp có NPV lớn nhất. Vì vậy
đề xuất chọn phương án bù bù hạ áp để thực hiện bù kinh tế cho LĐPP
Thành phố Đồng Hới.
Bảng 4.9: So sánh giá trị lợi nhu n ròng NPV giữa các ph ơng án
Giá trị làm
lợi

Bù Trung áp
vnđ

Chế độ
Pmin

Bù Hạ áp
vnđ

Bù Trung áp + Hạ
áp vnđ

10,600,921.87

13,187,161.39

281,325,380.48

196,302,355.28

Chế độ
Pbase

11,707,955.31

Chế độ
Pmax

57,267,475.31 1,064,320,810.62

652,402,109.74

4.5. Kết luận chương 4
- Xây dựng các chỉ số kinh tế cho PSS/ADEPT để đánh giá hiệu quả
bù CSPK.
- Phương pháp thực hiện bù: dùng chương trình PSS/ADEPT trước
tiên tính bù trung áp cố định và bù trung áp điều chỉnh tại các thời điểm
phụ tải min, max, base, sau đó tương tự cho phương án bù hạ áp và phương
án bù trung áp cố định kết hợp với bù hạ áp điều chỉnh.
- Ứng dụng PSS/ADEPT tính toán phân bố công suất, tìm các vị trí
bù và dung lượng bù trong 3 phương án : bù phía trung áp, bù phía hạ áp,
bù trung áp kết hợp hạ áp.
- So sánh các phương án và kết luận phương án bù hạ áp cố định kết
hợp bù hạ áp ứng động là phương án mang lại hiệu quả nhất cho lưới điện
phân phối Thành phố Đồng Hới hiện nay.

21

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
1. Kết luận:
Bù công suất phản kháng cho lưới điện phân phối là một trong những
giải pháp hiệu quả giảm tổn thất công suất dẫn đến giảm tổn thất điện
năng.
Phần mềm PSS/ADEPT giúp phân tích tính toán lưới điện phân phối
một cách chính xác nếu thu thập các số liệu chính xác. Đồng thời có thể
hiệu chỉnh và thay đổi các thông số lưới dễ dàng dẫn tới việc mở rộng sơ
đồ một cách thuận lợi. Thêm vào đó cách xuất dữ liệu khá đa dạng nên dễ
dàng cho việc tổng hợp và đánh giá kết quả.
Sau khi tính toán các phương án bù và so sánh các lợi nhuận của các
phương án kết luận được bù hạ áp là giải pháp tốt mang lại hiệu quả kinh tế
cao nhất cho lưới điện hiện trạng của Điện lực Đồng Hới.
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.
2. Kiến nghị:
- Do tình hình phát triển phụ tải, cấu trúc lưới điện phân phối thường
xuyên thay đổi nên một số vị trí tụ bù đã lắp đặt trên lưới sẽ không còn phù
hợp (không tối ưu), vì vậy cần theo d i hệ số công suất đầu nguồn và các
thay đổi của phụ tải để có tính toán, phân tích, hoán chuyển kịp thời các vị
trí tụ bù trên lưới không đảm bảo tối ưu theo định kỳ hàng năm.
- Theo d i chặt chẽ để tránh tình trạng quá bù vào những giờ thấp
điểm hoặc giờ bình thường, cơ cấu phụ tải thay đổi không cần tiêu thụ
nhiều công suất phản kháng. Trong quá trình bù nếu để xảy ra tình trạng
quá bù lớn vượt ngư ng cho ph p (cosµ<0,98 tính dung) vào giờ thấp điểm
thì tổn thất điện năng sẽ tăng cao.

22

- Dựa vào đặc tính của phụ tải, dự báo thời tiết trong tương lai kết
hợp với phần mềm theo d i bù để cài đặt lại rơle, tiến hành bù cư ng bức,
tách bù cư ng bức… sao cho hệ thống vận hành tối ưu nhất.
- Thường xuyên theo d i, lập phương án hoán chuyển, di dời các
cụm tụ bù trung, hạ áp giữa các xuất tuyến trung áp. Tránh hiện tượng bù
dư ở xuất tuyến này và bù thiếu ở xuất tuyến khác.