Đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối Điện lực Chư Prông – tỉnh Gia Lai.PDF

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯

NGUYỄN KHOA PHI DŨNG

ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP
GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC CHƯ PRÔNG – TỈNH GIA LAI

C
C
R
UT.L

D

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2020


Cơng trình được hồn thành tại:
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: TS. TRẦN VINH TỊNH

Phản biện 1: TS. Đoàn Anh Tuấn

Phản biện 2: TS. Lê Kỷ

C
C
R
UT.L

D

Luận văn đã 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 vào ngày 18 tháng 7 năm 2020.

Có thể tìm hiểu luận văn tại:
 Trung tâm học liệu và truyền thông tại Trường Đại học Bách
khoa - Đại học Đà Nẵng.
 Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa – ĐHĐN.


1
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Trong những năm vừa qua, cùng với tốc độ tăng trưởng GDP,
Theo dự thảo Quy hoạch điện VII, dự báo nhu cầu điện toàn quốc sẽ
tăng bình quân khoảng 11,5%/năm trong giai đoạn 2018 – 2020 và
khoảng 7,4% đến 8,4%/năm trong giai đoạn 2021 – 2030.
Để đáp ứng đủ nhu cầu năng lượng, Ngành điện phải tập trung
nghiên cứu các giải pháp tiết kiệm điện năng trong ngành mình thơng
qua cơng tác giảm TTĐN trong tất cả các khâu: Sản xuất, truyền tải
và phân phối.

Công ty Điện lực Gia Lai GLPC là đ n v phân phối điện.
Do vậy, bài toán lớn đối với Cơng ty là vấn đề lợi nhuận gói gọn từ
khâu mua điện đến bán điện, và vấn đề giảm tổn thất điện năng là hết
sức quan trọng.
Cùng với tốc độ tăng trưởng điện năng cao trong cả nước, tốc
độ tăng trưởng điện năng tỉnh Gia Lai luôn ở mức cao.Từ thực tế
trên, trong công tác quản lý vận hành LĐPP, vấn đề tính tốn, phân

C
C
R
UT.L

D

tích các biện pháp tổ chức, các biện pháp kỹ thuật nhằm giảm A
ln có ý nghĩa rất quan trọng.
Xuất phát từ các lý do nêu trên, đề tài “Đề xuất c c
t t ất
Đ
c
–
tỉnh Gia Lai” được đề xuất nghiên cứu. Đây cũng là một vấn đề
thường xuyên được các cán bộ quản lý, kỹ sư tại các Điện lực trực
thuộc Công ty Điện lực Gia Lai quan tâm nghiên cứu.
2. Mục đích nghiên cứu
Mục tiêu nghiên cứu của đề tài là phải chỉ ra được các vấn đề
sau:
- Phân tích ưu nhược điểm của các phư ng pháp tính tốn tổn
thất điện năng trên lưới phân phối. Chọn phư ng pháp tính thích hợp

2
để áp dụng tính tốn đối với lưới điện phân phối Chư Prông – Tỉnh
Gia Lai.
- Thu thập c sở dữ liệu về nguồn và phụ tải lưới phân phối
các khu vực thuộc phạm vi nghiên cứu để xây dựng đồ th phụ tải
điển hình đ c trưng cho lưới phân phối Chư Prông.
- Sử dụng phần mềm PSS/ DEPT tính tốn đánh giá tổn thất
điện năng cho phư ng án vận hành hiện tại. So sánh, phân tích, nhận
xét kết quả tính tốn với kết quả tính tốn tổn thất điện năng báo cáo
hiện đang áp dụng.
Nghiên cứu các giải pháp giảm tổn thất điện năng trong
công tác quản lý vận hành lưới điện phân phối. Đề xuất các giải pháp
giảm tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối Chư Prơng. Tính
tốn hiệu quả đầu tư sau khi thực hiện các giải pháp nhằm kiến ngh
lộ trình đầu tư hàng năm phục vụ mục đích tối ưu hóa lợi nhận trong
hoạt động kinh doanh điện năng tại Công ty Điện lực Gia Lai.

C
C
R
UT.L

D

3. Đối tượng và phạm vi ngiên cứu
Đối tượng nghiên cứu của đề tài là các phư ng pháp tính tốn
tổn thất cơng suất, tổn thất điện năng trên lưới phân phối và các giải
pháp giảm tổn thất điện năng trong công tác quản lý vận hành lưới

điện phân phối.
Áp dụng đối tượng nghiên cứu trên cho một lưới điện cụ thể là
lưới điện phân phối khu vực Điện lực Chư Prông.
4. Phương pháp nghiên cứu
Sử dụng phư ng pháp nghiên cứu và thực nghiệm:
- Phư ng pháp nghiên cứu lý thuyết: Nghiên cứu các tài liệu,
sách báo, giáo trình,…viết về vấn đề tính tốn xác đ nh tổn thất công
suất và tổn thất điện năng, các giải pháp giảm tổn thất điện năng
trong lưới cung cấp điện điện.


3
- Phư ng pháp thực nghiệm: Áp dụng các lý thuyết đã nghiên
cứu, sử dụng phần mềm PSS/ DEPT để thao tác tính tốn tổn thất
cơng suất và tổn thất điện năng, bù tối ưu công suất phản kháng
nhằm đánh giá hiệu quả công tác quản lý vận hành lưới phân phối
hiện tại và lưới điện sau khi áp dụng các giải pháp giảm tổn thất điện
năng.
5. Bố cục của luận văn
Bố cục luận văn ngoài phần mở đầu và kết luận chung, nội
dung của luận văn được biên chế thành 4 chư ng như sau:
ơ 1: Tổng quan về TTCS & TTĐN trong LĐPP.
ơ 2: Các giải pháp giảm tổn thất công suất, giảm tổn
thất điện năng trên lưới phân phối.
ơ 3: Đánh giá hiện trạng công tác quản lý vận hành,
quản lý kinh doanh điện năng trên LĐPP Chư Prông.
ơ 4: Đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng
trong công tác quản lý vận hành LĐPP Chư Prông.

D

C
C
R
UT.L


4
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ TTCS & TTĐN TRONG LĐPP
1.1. Vai trò của LĐPP trong hệ thống điện
Hệ thống điện làm nhiệm vụ sản xuất, truyền tải và phân phối
điện năng.
Hệ thống điện phát triển để đáp ứng nhu cầu ngày càng tăng
của phụ tải. Lưới truyền tải để truyền tải điện năng đến các hộ tiêu
thụ ở xa. LĐPP có cấp điện áp thấp h n. làm nhiệm vụ phân phối
điện năng cho một đ a phư ng thành phố, quận, huyện, lỵ… có bán
kính cung cấp điện nhỏ.
1.2. Đặc điểm lưới điện phân phối
LĐPP thường có điện áp trung áp 6, 10, 15, 22, 35kV. Thông
thường LĐPP trung áp được nhận điện từ:
- Thanh cái thứ cấp các trạm biến áp 110, 220kV.
- Các trạm biến áp trung gian 35/6kV, 35/10kV, 35/15kV
ho c 35/22kV.
- Thanh cái nhà máy điện, trạm phát diezen, …
S đồ cấp điện của lưới điện phân phối có các dạng c bản
sau:
+S đồ hình tia
+S đồ mạch vòng
Trong thực tế, lưới điện phân phối tại Việt Nam là sự phối hợp

của hai loại s đồ trên.

C
C
R
UT.L

D

1.3. T n thất và nguyên nhân gây t n thất
Tổn thất điện năng trên LĐPP có thể phân ra các thành phần
tổn thất kỹ thuật và tổn thất phi kỹ thuật hay còn gọi là tổn thất
thư ng mại.


5
1.3.1. T n thất kỹ thuật
Tổn thất kỹ thuật là tiêu hao điện năng tất yếu xảy ra trong quá
trình truyền tải và phân phối điện.
1.3.2. T n thất thương mại
Tổn thất thư ng mại phụ thuộc vào c chế quản lý, quy trình
quản lý hành chính, hệ thống cơng t đo đếm và ý thức của người sử
dụng, năng lực và công cụ quản lý của bản thân các công ty điện lực.
1.4. Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số TTCS & TTĐN trong
HTĐ
1.4.1. Quan hệ giữa các phương pháp tính tốn TTCS và
TTĐN
Khi tính tốn thiết kế, với u cầu rất thấp, độ chính xác
khơng cao , giả thiết đã xác đ nh được Pmax là TTCS ứng với chế độ

C
C
R
UT.L

phụ tải cực đại, khi đó TTĐN sẽ là:
A = Pmax.

D

(1.1)

Tr số Pmax có thể xác đ nh chính xác được. Giá tr của 
thường được xác đ nh theo các biểu thức sau:
- Công thức kinh điển:
 = (0.124 + Tmax.10-4)2.8760
-

Công thức Kenzevits:

  2Tmax  8760 

-

8760  Tmax
T
2P
1  max  min
8760 Pmax

Công thức Valander:

2

Tmax  
Tmax  
  8760 . 0,13 .
   0,87 .
 
8760  
8760  


 Pmin
1 
 Pmax






6
-

Tra đường cong tính tốn:
 = f(Tmax,cos)

(1.5)

Các cơng thức trên đều chỉ tính gần đúng, lấy theo thực
nghiệm và tiệm cận hoá.
1.4.2. Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số TTCS

1.4.2.1. Đường dây tải điện
Bỏ qua sự rò rỉ qua sứ, tổn thất vầng quang vì các đại lượng
này rất bé. S đồ đ n giản của một đoạn đường dây có tổng trở Z
TTCS tác dụng và phản kháng được xác đ nh như sau:
S = P - jQ = (S22/U22)R -j(S22/U22) X
P = (P22+ Q22)R/U22 ;

Q =(P22+ Q22)X/U22

1.4.2.2. Máy biến áp

C
C
R
UT.L

Có thể phân TTCS trong các MB thành 2 thành phần, tổn
thất trong lõi thép máy biến áp hay cịn gọi là tổn thất khơng tải.

D

S0 = P0 + jQ0
Q0 = I0Sdm/100

Thành phần tổn thất phụ thuộc vào công suất tải qua máy biến
áp hay thường gọi là tổn thất đồng:

2
2
(
P

Q
) Rb
Pcu = 3I2Rb =
= Pn (S/Sdm)2
2
U

( P2  Q2 ) X b
Qcu = 3I Xb =
= (Un.S2)/100.Sdm
2
U
2

1.4.2.3. Thiết bị bù
Tổn thất công suất tác dụng trong tụ điện có thể lấy tỷ lệ thuận
với cơng suất đ nh mức của chúng, tức là:
Ptụ = pr tụ * Qđm tụ

(1.10)

Ở đây pr tụ là TTCS trong tụ tính bằng kW/kVAr


7

1.4.2.4. Nhiệt độ
Khi tính tốn TTCS và TTĐN xem điện trở tác dụng của
đường dây là không đổi. Nhưng thực tế, điện trở thay đổi theo nhiệt
độ của dây dẫn:
Rd = R0 [1+(đm-20)]

(1.11)

Trong đó:
 R0 : Điện trở của dây dẫn ở 200C
  : Hệ số nhiệt điện trở, đối với dây nhôm lõi thép  =
0,004.

1.4.2.5. Thay đổi cấu trúc và phương thức vận hành
M i trạng thái, phư ng thức vận hành khác nhau, giá tr TTCS
khác nhau.

C
C
R
UT.L

1.4.3. Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số TTĐN

1.4.3.1. i u đ ph tải và các yếu t ảnh hư ng đến TTĐN

D

trong LĐPP

TTĐN phụ thuộc nhiều vào sự chênh lệch của phụ tải giữa cao
và thấp điểm, Tmax và thời gian TTCS cực đại τ. Để giảm TTĐN cần
tìm cách san bằng đồ th phụ tải.

1.4.3.2. Độ ch nh ác t nh toán TTĐN trong đi u iện vận
hành
1.5. Tính tốn TTCS trong quản lý vận hành LĐPP
1.5.1. Cơ sở phương pháp
Khi tính tốn thiết kế LĐPP,cần phải lựa chọn phư ng pháp
tính tốn có thể xét đến đầy đủ các yếu tố tạo nên độ chính xác thỏa
đáng.
1.5.2. Phương pháp giải và các chương tr nh tính toán
Sử dụng phư ng pháp Newton trong các phư ng trình tính
tốn TTCS.


8
Một số trường hợp riêng như khi HTĐ có đường dây siêu cao
áp hay các chế độ sự cố, … phư ng pháp có thể khơng có lời giải do
phân kỳ , tuy nhiên thường dễ có khả năng xử lý để lựa chọn được
giá tr ban dầu X(o) thích hợp.
1.5.3. Phần mềm PSS ADEPT
Hiện nay để tính tốn các chế độ hệ thống điện có thể sử dụng
nhiều phần mềm khác nhau: PSS/E, PSS/ DEPT, POWERWORLD
SIMULATOR, CONUS..., trong đó PSS/ DEPT thường được sử
dụng tính tốn cho lưới phân phối.
PSS/ DEPT cho phép ta thiết kế, sửa chữa và phân tích các
s đồ và mơ hình của hệ thống điện một cách trực quan bằng giao
diện đồ hoạ với số nút khơng hạn chế.
1.6. Các phương pháp tính tốn TTĐN trong LĐPP

TTĐN trong LĐPP được xác đ nh theo công thức sau:
t

D

C
C
R
UT.L

A  3R  I t2 .dt

(1.12)

o

-

Phư
Phư
Phư
Phư
Phư

ng pháp tích phân đồ th
ng pháp dịng điện trung bình bình phư ng
ng pháp thời gian tổn thất.
ng pháp đường cong tổn thất
ng pháp tính tốn TTĐN theo quy đ nh của EVN

1.7. Kết luận chương 1
Việc nghiên cứu, áp dụng các giải pháp mới để giảm tỷ lệ
TTĐN xuống mức hợp lý đã và đang là mục tiêu của ngành điện ở
tất cả các nước.
Trong luận văn này, trên c sở số liệu phụ tải thu thập được và
thông số vận hành hàng giờ của LĐPP Điện lực Chư Prông, tác giả


9
chọn phư ng pháp tính TTĐN theo thời gian tổn thất công suất cực
đại τmax.
Trong luận văn này tác giả sẽ đi vào nghiên cứu các giải pháp
giảm TTĐN nhằm thực hiện mục tiêu quản lý năng lượng có hiệu
quả, đáp ứng việc cung cấp điện liên tục, đảm bảo chất lượng cho
mọi nhu cầu sử dụng điện của xã hội trên đ a bàn Điện lực Chư
Prơng nói riêng và tỉnh Gia Lai nói chung.

D

C
C
R
UT.L


10
CHƯƠNG 2
CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
Các biện pháp điển hình sau đây thường được quan tâm nhiều
trong công tác giảm TTĐN lưới điện:

2.1. Cải tạo lưới điện đang vận hành
Một số các biện pháp c bản về cải tạo lưới nhằm chống tổn
thất như sau:
2.1.1. Phát triển trục hệ thống truyền tải thống nhất các
cấp điện áp
2.1.2. Xây dựng các nhà máy và các trạm biến áp ở các
trung tâm phụ tải
2.1.3. Nâng cấp các đường dây LĐPP và biến đ i hệ thống
phân phối m t pha thành ba pha
2.1.4. Nâng cao hệ số c ng suất cos đường dây
Để hạn chế tiêu thụ CSPK quá mức, sau đó mới nghiên cứu bù
nhân tạo theo các phư ng thức sau:

C
C
R
UT.L

D

a. ù bằng t điện tĩnh
b. Bù ngang..
c. ù c định và đi u chỉnh theo chế độ làm việc..
d. Bù tự nhiên lưới điện phân phối
Tuỳ theo tình hình cụ thể mà lựa chọn và phối hợp các biện
pháp sau đây:
 Điều chỉnh điện áp:
 Nghiên cứu các phư ng thức vận hành tối ưu:
 Nâng cao hệ số công suất tự nhiên:
e. Bù kinh tế lưới điện phân phối.

 Bù tối ưu theo phư ng pháp phân tích động theo dịng tiền
tệ.


11
 Tính tốn dung lượng bù tối ưu cơng suất phản kháng phía
hạ áp:
2.1.5. Giảm t n thất trong các máy biến áp phân phối.
2.2. Cải thiện về điều kiện vận hành
Các biện pháp điển hình được quan tâm nhiều trong công tác
quản lý vận hành LĐPP.
2.2.1. Giảm t n thất th ng qua điều đ kinh tế trong hệ
thống.
2.2.2. Cung cấp trực tiếp b ng điện áp cao trên các phụ
tải.
2.2.3. Giảm t n thất th ng qua cải thiện hệ số phụ tải.
2.3. Giảm t n thất thương mại.
2.4. Kết luận chương 2
Tổn thất điện năng có ảnh hưởng rất lớn đến chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của hệ thống điện. Chính vì vậy việc tính tốn chính xác
TTCS, TTĐN rất cần thiết trong cơng tác quản lý vận hành lưới điện.
Có thể nói hiệu quả của các biện pháp nhằm làm giảm thấp tổn thất
kỹ thuật phụ thuộc hồn tồn vào độ chính xác, tính phù hợp của
phư ng pháp tính tốn, phân tích TTCS và TTĐN trên lưới đang xét.

D

C
C
R
UT.L

12
CHƯƠNG 3
HIỆN TRẠNG CÔNG TÁC QUẢN LÝ VẬN HÀNH QUẢN LÝ
KINH DOANH ĐIỆN NĂNG LĐPP CHƯ PRÔNG
3.1. Đặc điểm tự nhiên Điện lực Chư Pr ng
Đ a hình Chư Prơng là huyện miền núi, ch u ảnh hưởng của
khí hậu cao nguyên.
3.2. Giới thiệu về Điện lực Chư Pr ng – Gia Lai
Điện lực Chư Prông – Gia Lai là đ n v trực thuộc Công ty
Điện lực Gia Lai. Đ a bàn quản lý, kinh doanh: Điện lực Chư Prông
được giao nhiệm vụ quản lý vận hành lưới điện phân phối, kinh
doanh bán điện trên 02 đ a bàn là: Điện lực Chư Prông gồm 19 xã
và 1 th trấn), tỷ lệ phủ điện lưới quốc gia trên toàn đ a bàn là 100%.
Khối lượng quản lý vận hành hệ thống điện
a. N uồ
Đến ngày 31/12/2018, Điện lực Chư Prông quản lý vận hành
với khối

C
C
R
UT.L

D

- T ạ bế
ụt :T
cộ 456 t ạ , du

ợ
77.816 kVA
- Đ ờ d yt u
: T
c ều dà :
457,63 k
-Đ ờ d y ạ
0,22-0,4 kV: T
c ều dà : 241,527
km
- Qu
k c à sử dụ
:
Tổng khách hàng là 25.559 khách hàng.
3.3. T nh h nh tiêu thụ điện
Nhận xét về tình hình sử dụng điện hiện tại và tiêu thụ điện
trên đ a bàn Điện lực Chư Prông như sau :
- Hiện nay, nhu cầu điện chủ yếu phục vụ quản lý và tiêu
dùng dân cư và sử dụng cho ngành công nghiệp xây dựng.


13
- Tốc độ tăng trưởng điện thư ng phẩm Điện lực Chư Prơng
là khá cao. Mức tăng bình qn giai đoạn 2012-2018 trung bình từ
12-15 %/năm.
3.4. T nh h nh thực hiện nhiệm vụ sản xuất kinh doanh
Điện lực Chư Prông S n thực hiện nhiệm vụ SXKD như sau:
3.4.1. T nh h nh thực hiện các chỉ tiêu SXKD các năm
2017, 2018 và 2019
Các chỉ tiêu sản xuất kinh doanh các năm 2017, 2018 và 2019

tại Điện lực Chư Prông như Bảng 3.5.
ảng 3.1. Các chỉ tiêu SXKD thực hiện năm 2017, 2018 và
2019
TT

Các chỉ tiêu

01 Điện thư ng phẩm

Đơn vị

D

05 Tăng trưởng

kWh

2019

75.788.373

83.214.188

149.218.556

4,14

4,49

1.55

1.625,37

1.700,01

1.738,09

%

100

100,01

100%

%

15,55

10,94

%

04 Tỉ lệ thu tiền điện

2018

C
C
R

UT.L

02 Điện tổn thất
03 Giá bán bình quân

2017

đ/kWh

Trong năm 2019, tốc độ tăng trưởng thư ng phẩm thấp so với
năm 2018 và thấp nhất trong giai đoạn 2017– 2019 tốc độ tăng
trưởng bình quân giai đoạn này khoảng 13,5%/năm .
3.4.2. T nh h nh thực hiện TTĐN
Điện năng TT Hệ thống = Điện năng TT Trung áp + Điện năng
TT Hạ áp
(3.1)
Như vậy nếu làm tốt công tác hiệu suất khu vực hạ áp và trung
áp sẽ biết được TTĐN thực của tồn hệ thống là bao nhiêu.
Nhận xét về cơng tác giảm TTĐN:
Năm 2019 tổn thất 2,23% giảm 0,29% so với năm 2018;
nhưng tăng 0.17% so với năm 2018.


14
3.5. Tính tốn TTĐN hiện trạng LĐPP Chư Pr ng b ng
phần mềm PSS ADEPT
3.5.1. Cơ sở dữ liệu phục vụ tính tốn
Các thơng số đầu vào bao gồm:
- Thơng số nguồn và lưới.
- Thông số phụ tải.

Các phư ng pháp xác đ nh phụ tải tính tốn thường được áp
dụng là:
- Phư ng pháp 1: tính theo cơng suất đ t Pđ và hệ số nhu cầu
Knc.
- Phư ng pháp 2: xác đ nh phụ tải tính tốn theo lượng điện
năng tiêu thụ.
- Phư ng pháp 3: Xác đ nh phụ tải cực đại theo phư ng pháp
hệ số cực đại Kmax và cơng suất trung bình Ptb.
- Phư ng pháp 4: Xác đ nh phụ tải tính tốn theo suất phụ tải
trên một đ n v diện tích.
Đối với LĐPP Điện lực Chư Prông, số liệu phụ tải có thể lấy
các số liệu sau:
- Dịng điện, điện áp và công suất của các tuyến 22-35kV
theo từng giờ.
- Tại các trạm biến áp phân phối 22/0.4kV, các thông số đo là
dịng điện, điện áp và cosφ phía hạ áp 0.4kV tại thời điểm buổi sáng

C
C
R
UT.L

D

(08h00  11h00 và buổi tối 18h00  20h00 . Thời điểm đo là 01
tháng/lần.
- Số liệu điện năng tiêu thụ kWh hàng tháng của các trạm
biến áp phụ tải.
Phụ tải trong ngày như sau:
- Cực đại: Pmax = 25,6MW, vào buổi sáng 09h00-11h00 và

vào buổi chiều (13h00-17h00).


15
- Cực tiểu: Pmin= 10.6MW vào các giờ đầu ngày từ 01h0005h00.
- Trung bình: các giờ cịn lại trong ngày.
3.5.2. T
t
TTĐN t u
Tính tốn TTCS TTĐN
Tại m i thời điểm vận hành ta có biểu thức xác đ nh TTCS :
ΔPi = ΔPkt +ΔPt
Tổn thất điện năng được xác đ nh như sau:
∆ = ΔPkt.T + ΔPmax . τ
Tỉ lệ tổn thất điện năng kỹ thuật được xác đ nh:

A% 

A
x100%
A

C
C
R
UT.L

Số liệu phục vụ tính tốn tổng thất điện năng 2019 được lấy
như sau:
Thời gian xét: T 1 năm = 365-24 *24 = 8.184 giờ;

với 24 ngày là số ngày cắt điện phục vụ công tác trong năm.
Pmax lấy trong năm 2019 tại các xuất tuyến, 22kV và
35kV.
Sản lượng điện nhận
được thu thập từ số liệu điện
nhận lũy kế 12 tháng năm 2019 tại đầu các xuất tuyến 35, 22 tại các
trạm biến áp 110kV và 35kV.
Thời gian tổn thất cơng suất cực đại được tính theo cơng thức

D

 = (0.124 + Tmax.10-4)2.8760. Sau đây, ta sẽ tính tốn  theo phư ng
pháp đường cong tổn thất để so sánh.
Vì đ c thù phụ tải của các XT thuộc LĐPP Chư Prông tư ng
tự như nhau nên ta chọn kết quả từ phư ng pháp đường cong tổn thất
làm c sở để tính tổn thất điện năng cho lưới điện phân phối Chư
Prông.


16
Tính tốn TTĐN từ chư ng trình PSS/ DEPT là đ nh hướng
để xác đ nh khu vực tuyến trung áp nào có TTĐN cao và qua đó có
giải pháp hợp lý nhằm giảm TTĐN hàng năm.
3.6. Kết luận chương 3
Để tính tốn một cách chính xác các chế độ vận hành của hệ
thống điện, điều quan trong nhất là phải có một thơng số đầu vào
chính xác.
Như vậy, hiện nay TTĐN trên lưới điện trung thế Chư Prông
2,23% và tổn thất hạ áp là 3,79%. Trong đó tổn thất tập trung các
khu vực sau:

Khu vực trung áp: XT 480/E42, XT 474/110CR, XT
472/110CR, XT 472F19, XT 474F19.
Việc xác đ nh các khu vực có tổn thất cao như trên nhằm đưa
ra các giải pháp giảm TTĐN, nâng cao điện thư ng phẩm đáp ứng
nhu cầu phụ tải trong chư ng 4.

D

C
C
R
UT.L


17
CHƯƠNG 4
ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP GIẢM TTĐN LĐPP CHƯ PRÔNG
4.1. Các giải pháp t chức
Kiện tồn cơng tác tổ chức.
Kiện tồn cơng tác quản lý kỹ thuật.
Kiện tồn cơng tác quản lý vận hành lưới điện phân phối
Kiện tồn cơng tác quản lý kinh doanh.
4.2. Các giải pháp kỹ thuật
4.2.1. Lắp đặt tụ bù trên lưới hạ áp
Một số TB phụ tải vẫn có cosφ thấp. Số trạm biến áp có Sđm <
250kVA trên lưới rất nhiều, chủ yếu phân bố ở vùng nông thôn miền núi
và cấp điện cho các phụ tải ánh sáng sinh hoạt có hệ số công suất cosφ rất
cao.Vậy kiến ngh chỉ bù CSPK sau các trạm biến áp có cơng suất
Sđm > 250kVA.
Từ các thông tin khảo sát của 50 TB cần bù; Công suất cực

đại của phụ tải Pmax ; cosφ trước và sau khi lắp bù; hệ số k tra bảng
tư ng ứng, ta xác đ nh được dung lượng bù cần thiết cho từng.
V trí đ t tụ tối ưu bộ tụ bù nhằm giảm tổn thất nhiều nhất theo
qui tắc 2/ 2n+1 . Nghĩa là, đối với lưới điện có phụ tải phân bố đều,
khi lắp 1 bộ tụ bù trên lưới thì dung lượng bộ tụ bù bằng 2/3 tổng
nhu cầu CSPK của lưới, v trí lắp đ t tối ưu tại điểm cách nguồn
bằng 2/3 chiều dài toàn tuyến đường dây. Áp dụng kết quả nghiên
cứu trên, tác giả xác đ nh dung lượng bộ tụ lắp đ t trên lưới hạ áp sau
các trạm và v trí lắp đ t cách trạm 2/3 chiều dài trục chính lưới điện
hạ áp.

C
C
R
UT.L

D

4.2.2. Chọn phương thức vận hành hợp lý lưới trung áp
Với kết cấu nguồn , lưới điện hiện nay của Chư Prông như
chư ng 3 đã khảo sát, tác giả đề xuất phư ng án kết lưới nhằm giảm
TTĐN như sau:


18
Xuất tuyến XT474/110CR đầu tư mạch liên lạc để sang tải
XT472/110CR. Hiện XT474/110CR đang vận hành non tải trong
mùa mưa Pmax= 1.177 MW).
Phương án kết lưới hiện tại
Với phư ng án kết lưới hiện tại tuy đã đáp ứng được yêu cầu

cấp điện nhưng thiếu tính linh hoạt . Đường dây 22KV cấp điện cho
XT472/110CR khá dài cấp điện cho khu vực Ia Vê, Ia Lâu, Ia Pia, Ia
M , giảm độ tin cậy cung cấp điện, tăng tổn thất điện năng. Từ thực
trạng trên , tác giả đề xuất các phư ng án kết lưới như sau :

4.2.2.1. Đ uất phương án ết lưới
Phương án 1:
Kết lưới sang tải XT480/E42:
- Tuyến 471 F18: Phạm vi cấp điện từ Trạm F18 đến ranh
giới LBS 478- LBS 441F19/151/64 sang tải XT 480/E42. Công suất
3,5MW.
- Tuyến 480 E42: cấp điện một phần phụ tải Chư Prông, cấp
đến ranh giới DCL480DHO/345.
- Tuyến 474 F19: cấp điện một phần phụ tải khu vực Bàu
Cạn - Chư Prông, cấp đến ranh giới LBS 441F19/151/64 và
DCL404-7DHO/227/1, với thơng số đường dây:
 Dây dẫn trục chính: C70
 P (max/min): 3,2 / 2,0 MW
Với kết lưới theo phư ng án 1, tổn thất công suất ứng với phụ

C
C
R
UT.L

D

tải cực đại trong tháng 01/2019 của các xuất tuyến khi dùng phần
mềm PSS/ DEPT tính tốn TTĐN hàng năm là 3.845.135,89 KWh
Nhận xét phương án 1 - Kết lưới sang tải XT480/E42 và XT

471/F18:


19
Phư ng án kết lưới sang tải giữa XT 480/E42 và XT471/F18
góp phần là giảm tổn thất điện năng trên lưới trung thế,nâng cao độ
tin cậy cung cấp điện cho khu vực phía tây Điện lực Chư Prơng.
Phương án 2:
Xây dựng mạch sang tải cho XT472/110CR, nâng tiết diện dây
XT472F19 và sang tải XT474/CPR đến cột 474CPR/380.
T nh tốn thơng s vận hành hi chuy n sang tải
XT472/110CR và XT474/110CR:
Để thỏa mãn cả 2 yêu cầu không tăng tổn thất cũng như vận
hành theo tiêu chuẩn jkt thì cơng suất vận hành của XT 472/110CR
sau khi thay đổi kết câu lưới là Pmax = 6,6MW .
Theo đó, phư ng án kết lưới cho lưới điện phân phối khu vực
trung tâm Chư Prông như sau:
- Tuyến 474/F19: công suất 0.5MW nhận điện từ F19.
Theo đó, thơng số của đường dây này như sau:
 Phạm vi cấp điện: từ F19 đến ranh giới LBS 441F19/151/64
và đến DCL404DHO/227/1
 Dây dẫn trục chính: C-120mm2
 P (max/min): 4,5 / 3,0 MW
- Tuyến 472/110CR: cấp điện đến khu vực xã Ia Pia, Ia Ga,
Ia Lâu, Ia M , Ia Pior, với thông số đường dây:
 Dây dẫn trục chính:
từ cột 1 đến cột 268: C-150
- từ cột 268 đến cột 640: C-70
 P (max/min): 6,2 / 3,0 MW
- Tuyến 474/110CR: cấp điện đến v trí DCL474-7CPR/380,

C
C
R
UT.L

D

với thông số đường dây:
Với kết lưới theo P 2, tổn thất công suất ứng với phụ tải cực
đại trong tháng 01/2019 của các xuất tuyến khi dùng phần mềm
PSS/ADEPT tính toán TTĐN hàng năm là 3.522.201,18 kWh


20
Nhận xét phương án 2:
Xây dựng 2.5km đường dây trung áp từ xã Ia Pia cấp điện cho
phụ tải khu vực xã Ia Vê giảm bán kính cấp điện cho phụ tải xã Ia
vê . Chuyển một phần phụ tải XT472/sang vận hành XT474/110CR
vào mùa thấp điểm. Nâng tiết diện đường dây XT472/F19 từ C-70
lên AC-120 và sang tải cho XT474/110CR
So với P 1, ở P 2 sau khi thay đổi phư ng thức và kết cấu
lưới đã giảm được tổn thất rõ rệt do phụ tải lớn và bán kính cấp điện
xa ở XT472/110CR và XT474/110CR, Việc kết lưới, phân bổ lại
cơng suất hợp lý các xuất tuyến có liên kết với nhau làm tăng cao
năng lực cung cấp điện cho phụ tải khu vực Chư Prông. Các xuất
tuyến đều có dự phịng khả năng nhận thêm tải cho các tuyến liên kết
khi cần

C

C
R
UT.L

4.2.2.2. Phân t ch lựa chọn phương án ết lưới

Qua phân tích, tính tốn các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của các
trường hợp nhận thấy rằng để đảm bảo giảm TTĐN và đảm bào độ
tin cậy cung cấp điện, tác giả chọn P 2 - chuyển một phần phụ tải
XT472/110CR sang vận hành XT474/110CR. Nâng tiết diện đường
dây XT472/F19 từ
C-70 lên AC-120 và sang tải cho
XT474/110CR.
Khi đó, hiệu quả của phư ng án như sau:
- Lượng điện năng tiết kiệm được trong 1 năm : Δ
=
493.437 kWh/năm ;

D

- Giá tr làm lợi trong 1 năm
695.745.000 đ/năm

:

G

=

4.2.2.3. T nh toán phương án vận hành dựa trên ết quả

TOPO
Để kiểm tra lại kết quả tính chọn phư ng án 2, tác giả thực
hiện chạy điểm mở tối ưu với lưới 22kV bằng giải thuật TOPO. Kết


21
quả TOPO hội tụ và cho kết quả sau 06 vịng l p cho tất cả các v trí
đóng cắt switch, recloser, LBS… để tìm tổng tổn thất trên lưới là
thấp nhất.
4.3. Tính tốn hiệu quả sau khi áp dụng các giải pháp
4.3.1. Tính lượng t n thất điện năng giảm hàng năm

4.3.1.1. Giải pháp bù hạ áp
Tổn thất điện năng giảm do giải pháp bù hạ áp:
∆

1

= 446.363 kWh/năm .

4.3.1.2. Giải pháp ết lưới trung áp t i ưu
∆ 2 = 493.436 kWh/năm .
Tổng lượng điện năng tiết kiệm trong một năm :
Δ TK ∑ = 939.872 kWh/năm .
4.3.2. Giá trị làm lợi hàng năm

C
C
R
UT.L

4.3.2.1. Giá trị làm lợi do giảm TTĐN

D

G = Δ TK ∑ * g.
Với:
 Δ TK ∑ = 939.872 kWh/năm
 g là giá mua điện bình quân năm 2018, g = 1.410 đ/kWh.
G = ΔATK ∑* g = 1.325.220.000 đồng.
4.4. Kết luận chương 4
Để tính toán đưa ra các giải pháp giảm tổn thất điện năng trên
lưới điện phân phối chúng ta phải thu thập được số liệu đầu vào một
cách chính xác. Trong nội dung luận văn này tác giả đã ứng dụng
phần mềm PSS/ DEPT để mơ phỏng tính tốn phân bổ cơng suất,
TTĐN trên lưới phân phối Chư Prơng, từ đó đề xuất các giải pháp có
thể thực hiện giảm tổn thất điện năng mang tính khả thi ,cụ thể như
sau:
- Chuyển một phần phụ tải XT472/sang vận hành
XT474/110CR. Nâng tiết diện đường dây XT472/F19 từ C-70 lên


22
AC-120 và sang tải cho XT474/110CR, nâng cao độ tin cậy cung cấp
điên, giảm tổn thất điện năng.
- Ưu tiên bù hạ áp các TB có cơng suất từ 250 kV , hệ số
cos cosφ < 0,92. bù cố đ nh kết hợp với điều chỉnh
Kết quả các giải pháp giảm TTĐN, hiệu quả làm lợi mang lại
trong 1 năm khoảng 1.325.220.000 đồng.
Như vậy, các giải pháp giảm tổn thất điện năng tác giả đề xuất

đều có tính khả thi thực hiện tại đ n v .

D

C
C
R
UT.L


23
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
1. Kết luận
Đề tài “N ê cứu c c
t t ất
Đ
c
” được thực hiện nhằm đề xuất
các giải pháp áp dụng để quản lý vận hành lưới điện phân phối hiệu
quả và tin cậy.
Đề tài đã nghiên cứu chi tiết, cụ thể hiện trạng lưới điện phân
phối Điện lực Chư Prông để đề ra một số các giải pháp áp dụng vào
công tác QLVH, QLKD điện năng đối với đ n v c sở trong khâu
phân phối điện là cấp Điện lực trực thuộc Công ty điện lực tỉnh. Kết
quả của đề tài như sau :
1. Khảo sát, thu thập số liệu về công tác quản lý vận hành,
quản lý kinh doanh điện năng hiện nay của Điện lực Chư Prơng .
Phân tích, đánh giá TTĐN thực tế và TTĐN qua tính tốn bằng
chư ng trình PSS/ DEPT. Qua đó xác đ nh TTĐN hiện đang nằm ở
khu vực nào nhằm có giải pháp hợp lý giảm TTĐN hàng năm.

2. Đề xuất vài giải giảm tổn thất điện năng trên LĐPP. Kết quả
các giải pháp giảm TTĐN, hiệu quả làm lợi mang lại trong 1 năm
khoảng 1.325.220 đồng.đ.
3. Tại Điện lực Chư Prông, với tốc độ tăng trưởng phụ tải bình
quân hàng năm khoảng 11% thì hiệu quả của đề tài giúp giảm tổn
thất điện năng cịn có ý nghĩa lớn trong việc giảm áp lực cung ứng
điện cho xã hội. Giúp nghành điện giảm bớt áp lực vốn đầu tư cải tạo
nâng cấp LĐPP và giảm chi phí nhiên liệu phục vụ phát điện nước,
dầu, khí...).

C
C
R
UT.L

D

4. Về mơi trường: Việc tiết kiệm điện năng góp phần bảo vệ
mơi trường do giảm lượng khí thải gây hiệu ứng nhà kính CO2).