ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

VÕ HUY TÂM

NGHIÊN CỨU VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP
GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
ĐIỆN LỰC ĐƠN DƯƠNG, TỈNH LÂM ĐỒNG

Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện
Mã số:

60.52.02.02

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2018


Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: TS. NGUYỄN HỮU HIẾU

Phản biện 1: TS. TRẦN VINH TỊNH

Phản biện 2: TS. LÊ KỶ

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 vào ngày 03

Điện lực Đơn Dương những năm trước 2010, tổn thất điện năng thực hiện hàng
năm luôn ở mức trên 10% (tổn thất phi kỹ thuật và tổn thất kỹ thuật). Với sự nỗ lực
của tập thể đơn vị đến nay, con số này đã ở mức dưới 7% sau khi áp dụng nhiều biện
pháp từ tranh thủ nguồn vốn cải tạo lưới điện, thay đổi cấu trúc lưới và các biện pháp
phòng chống thất thoát điện năng trong khâu kinh doanh… nhưng cho đến nay đó là
những giải pháp ngắn hạn nhằm đạt chỉ tiêu về tổn thất mà cấp trên giao.
Dựa trên cơ sở nghiên cứu lưới điện phân phối hiện tại của Điện lực Đơn
Dương, từ đó đề xuất các giải pháp vận hành tối ưu là biện pháp góp phần tiết kiệm
điện, tiết kiệm tài chính cho ngành Điện, ổn định lưới điện, đối với quốc gia góp phần
để bù đắp tình trạng thiếu điện hiện nay. Trên đây là các lý do chọn nghiên cứu đề tài
này.
2. Mục tiêu nghiên cứu
Thực hiện tính toán và phân tích để lựa chọn phương thức vận hành tối ưu nhằm
đảm bảo tổn thất công suất P trong mạng là bé nhất đồng thời đảm bảo điện áp tại
các nút nằm trong giới hạn cho phép.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu của đề tài là hệ thống lưới điện phân phối trên địa bàn
huyện Đơn Dương.


2

Phạm vi nghiên cứu của đề tài bao gồm: Thực hiện tính toán và phân tích
phương thức vận hành hiện tại của lưới điện huyện Đơn Dương. Từ đó, chọn ra
phương thức vận hành tối ưu, đề xuất một số giải pháp hoàn thiện để đem lại hiệu quả
cao cho công tác quản lý vận hành trong giai đoạn hiện nay.
4. Phương pháp nghiên cứu
Sử dụng phương pháp nghiên cứu lý thuyết và thực tiễn.
- Phương pháp nghiên cứu lý thuyết:
Nghiên cứu các tài liệu sách báo, giáo trình, tạp chí, các trang web chuyên

TỔNG QUAN VỀ KINH TẾ - XÃ HỘI VÀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI,
TÌNH HÌNH CUNG CẤP ĐIỆN TẠI ĐỊA BÀN HUYỆN ĐƠN DƯƠNG
– TỈNH LÂM ĐỒNG
1.1. Khái quát về đặc điếm tự nhiên, kinh tế - xã hội và phương hướng phát
triển đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2030 của huyện Đơn Dương, tỉnh Lâm
Đồng
1.1.1. Đặc điểm tự nhiên
Huyện Đơn Dương nằm ở phía Đông Bắc tỉnh Lâm Đồng, phía Bắc giáp
huyện Lạc Dương, phía Tây Bắc giáp thành phố Đà Lạt, phía Tây và Tây Nam giáp
huyện Đức Trọng, đều thuộc tỉnh Lâm Đồng. Riêng ranh giới phía Đông, huyện giáp
với các huyện của tỉnh Ninh Thuận là: Ninh Sơn (ở phía Đông Nam và
chính Đông), Bác Ái (ở phía Đông Bắc).
Đơn Dương ở độ cao trên 1.000m so với mặt nước biển với tổng diện tích đất tự
nhiên 61.032 ha (chủ yếu là đồi núi và thung lũng hẹp): Đất nông nghiệp: 16.817 ha
(Đất trồng cây hằng năm: 14.559,39 ha; Đất trồng cây lâu năm: 2.243,982 ha), Đất
lâm nghiệp: 37.716 ha (Rừng tự nhiên: 18.436,4 ha; Rừng trồng: 20.006,34 ha), Đất
phi nông nghiệp: 2.310ha (Đất ở: 473 ha; Đất chuyên dùng: 1.042 ha), Đất chưa sử
dụng: 2.856 ha.
Khí hậu huyện Đơn Dương chịu ảnh hưởng của khí hậu gió mùa miền Tây
Nguyên, chia làm hai mùa rõ rệt, mùa mưa từ tháng 4 đến tháng 10, mùa khô từ tháng
11 đến tháng 3 năm sau. Nhiệt độ ôn hòa, nhiệt độ trung bình là (21-22) oC, các hiện
tượng thời tiết bất thường ít xảy ra.
Huyện Đơn Dương gồm: 02 thị trấn (Thạnh Mỹ và D’ran), 08 xã (Quảng Lập,
Tu tra, Ka Đơn, Pró, Ka Đô, Đạ Ròn, Lạc Lâm, Lạc Xuân). Dân số đến cuối năm
2016 là:101.549 người, bao gồm các dân tộc Kinh, Hoa, Tày, Nùng và các dân tộc
bản địa như K’ho, Churu, Mạ, Cill… Số hộ đồng bào dân tộc chiếm trên 26%.
1.1.2. Đặc điểm kinh tế - xã hội
1.1.3. Phương hướng phát triển đến năm 2020 và tầm nhìn đến năm 2030
Theo quyết định Số: 1614/QĐ-UBND ngày 24 tháng 7 năm 2017 của UBND
tỉnh Lâm Đồng về việc Phê duyệt Điều chỉnh Quy hoạch tổng thể phát triển kinh tế xã hội huyện Đơn Dương đến năm 2020 và tầm nhìn đến năm 2030.

- Lưới điện trung thế
Hiện nay, Điện lực Đơn Dương đang quản lý 250,001 km đường dây trung thế,
trong đó tài sản của khách hàng (TSKH) 63,183 km và tài sản của Điện lực (TSĐL)
186,818 km, cung cấp điện đến 02 Thị trấn và 08 xã trên địa bàn qua 4 phát tuyến
trung thế:
Phát tuyến 471: Cấp điện cho các xã Ka Đơn, Pró, một phần xã Tu Tra và một
phần thị trấn Thạnh Mỹ với chiều dài 49,119,3km, trong đó: Đường trục 31,947km
được sử dụng dây 3xAC185+1xAC120 và chiều dài các nhánh rẽ 17,172km phần lớn
sử dụng dây AC95, AC70.
Phát tuyến 473: Cấp điện cho các xã Lạc Lâm, Lạc Xuân và Thị trấn D’ran với
chiều dài 67,139km, trong đó: Đường trục 50,066km được sử dụng dây
3xAC185+1xAC120 và chiều dài các nhánh rẽ 17,073km phần lớn sử dụng dây
AC95, AC70.
Phát tuyến 475: Cấp điện cho các xã Ka Đô, Quảng Lập và một phần xã Lạc
Xuân với chiều dài 30,770km, trong đó: Đường trục 10,026km được sử dụng dây
3xAC185+1xAC120 và chiều dài các nhánh rẽ 20,744km phần lớn sử dụng dây
AC95, AC70.
Phát tuyến 477: Cấp điện cho xã Đạ Ròn, một phần xã Tu Tra và một phần Thị
trấn Thạnh Mỹ với chiều dài 34,780km, trong đó: Đường trục 16,542km được sử
dụng dây 3xAC185+1xAC120 và chiều dài các nhánh rẽ 18,238km phần lớn sử dụng
dây AC95, AC70.
- Lưới điện hạ thế
Lưới điện hạ thế trên địa bàn huyện Đơn Dương được ngành điện tiếp nhận đến
2016 đã thực hiện xong công tác này và từng bước tranh thủ các nguồn vốn có thể để
cải tạo, nâng cấp, vì đây là lưới điện được địa phương đầu tư với mục đích cung cấp
điện cho vùng sâu, vùng xa, vùng đồng bào dân tộc thiểu số nên với tốc độ phát triển
phụ tải hiện nay lưới điện hạ thế những khu vực này không đáp ứng nhu cầu và phần
lớn đã xuống cấp, làm tổn thất điện năng khu vực này ngày càng cao.



trong các bảng từ 1.2 đến 1.3. Các số liệu được tổng hợp theo 12 tháng và lũy kế.
Bảng 1.1: Tổng hợp số liệu tổn thất điện năng của Điện lực từ 2012-2016
Năm thực hiện (kWh)
Chỉ tiêu
2012
2013
2014
2015
2016
Điện
năng
73.547.434 78.241.058 87.012.689 96.500.537 110.940.216
nhận
Điện thương
68.993.544 73.666.281 79.205.861 89.946.934 103.755.345
phẩm
Điện năng tổn
4.553.890 4.574.777 7.806.828 6.553.603
6.184.594
thất
Tỷ lệ tổn thất
6,19
5,85
8,97
6,79
5,57
(%)


6

Việc đầu tư xây dựng, cải tạo lưới điện chưa tính toán đến khả năng phát triển
phụ tải trong tương lai dẫn đến một số công trình quá tải chỉ sau thời gian ngắn đưa
vào sử dụng.
Triển khai các biện pháp giảm TTĐN chưa kịp thời và đầy đủ như công tác thay
điện kế, kiểm tra vi phạm sử dụng điện, lắp đặt tụ bù trung hạ áp, xử lý mối nối,...
cũng đã ảnh hưởng đến công tác giảm TTĐN.
- Về mặt kinh doanh:
Việc cải tạo lưới điện tiếp nhận từ địa phương chưa triệt để, một số nơi lưới điện
được kéo từ hộ dân này đến hộ dân khác, đường dây đã xuống cấp và thi công không
theo tiêu chuẩn kỹ thuật, tạo điều kiện cho các đối tượng thực hiện hành vi trộm cắp
điện trong thời gian qua.
Hiện nay, người dân tộc Kinh và Hoa thuê đất của các đồng bào dân tộc thiểu số
để chuyển đổi mô hình sản xuất từ sản xuất lúa sang sản xuất rau ngắn ngày nên tình
trạng quá tải cục bộ liên tục xảy ra, công tơ quá tải đứng hoặc cháy không đo đếm


7

được điện năng do hộ sử dụng điện không thông báo thay đổi mục đích sử dụng với
Điện lực; Một số làng, bản sinh hoạt theo phong tục tập quán riêng, tập trung lên núi
làm rẫy và sinh sống chỉ về sinh hoạt tại nhà vào cuối tuần và ngày lễ nên hàng tháng
chỉ sử dụng chưa đến 10kWh (số khách hàng này chiếm 1-2% tổng số khách hàng),
bộ phận thu ghi điện thường chủ quan khi thực hiện nhiệm vụ tại các địa bàn này dẫn
đến tổn thất điện năng khu vực này tăng giảm thất thường (nhân viên Điện lực ghi
phóng chỉ số và ứng tiền để nộp tiền điện hàng tháng cho khách hàng. Khoảng 3-6
tháng mới đến ghi chỉ số và thu tiền khách hàng một lần).
Lực lượng kiểm tra, giám sát công tác kinh doanh điện được biên chế 02 nhân
sự nhưng khối lượng công việc lớn: Kiểm tra định kỳ khách hàng chuyên dùng (06
tháng một lần theo quy định của Tập đoàn Điện lực Việt Nam), kiểm tra xác suất
khách hàng lẻ, tham gia công tác sự vụ khác do đơn vị phân công (thay công tơ định



8

Các nhánh rẽ trên lưới điện Đơn Dương chủ yếu là nhánh rẽ 1 pha, nhiều nhánh
rẽ mang tải cao (>50% định mức dây dẫn), do đó khó thực hiện cân pha sang tải, để
gây lệch pha lưới điện, gây khó khăn trong công tác giảm TTĐN.
1.4. Kết luận Chương 1
Công tác giảm tổn thất điện năng tại Điện lực Đơn Dương trong thời gian qua
với những thuận lợi về nguồn, lưới điện đã được cấp trên quan tâm đầu tư và đạt
được kết quả cao. Tuy nhiên, cũng tồn tại những thiếu sót và tiềm năng giảm tổn thất
vẫn còn. Để đạt được tỷ lệ tổn thất thấp hơn, kiểm soát được sản lượng điện tổn thất
Điện lực cần phải tăng cường các biện pháp quản lý và đầu tư lớn hơn. Với yêu cầu
cấp điện ổn định liên tục theo các tiêu chí yêu cầu ngày càng cao, các giải pháp mang
lại kết quả tổn thất tốt hơn phải được thực hiện sớm để mang lại hiệu quả.
Chương 2
CƠ SỞ LÝ THUYẾT VÀ GIỚI THIỆU PHẦN MỀM PSS/ADEPT LÀM
CÔNG CỤ HỖ TRỢ DÙNG ĐỂ TÍNH TOÁN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
2.1. Tổn thất điện áp
2.1.1. Đường dây 1 phụ tải
2.1.2. Đường dây có n phụ tải
2.1.3. Đường dây phân nhánh
2.2. Tổn thất công suất
2.2.1. Tổn thất công suất trên đường dây
2.2.1.1. Đường dây một phụ tải
2.2.1.2. Đường dây có n phụ tải
2.2.2. Tổn thất công suất trong máy biến áp
2.2.2.1. MBA 2 cuộn dây
2.2.2.2. MBA 3 cuộn dây
2.3. Tổn thất điện năng

- Bài toán CAPO (Optimal Capacitor Placement), đặt tụ bù tối ưu: tìm ra những
điểm tối ưu để đặt các bộ tụ bù cố định và tụ bù ứng động sao cho tổn thất công suất
trên lưới là thấp nhất.
- Bài toán tính toán các thông số đường dây (Line Properties Calculator): tính
toán các thông số của đường dây truyền tải.
- Bài toán phối hợp và bảo vệ (Protection and Coordination).
- Bài toán phân tích sóng hài (Harmonic): phân tích các thông số và thành phần
sóng hài trên lưới.
- Bài toán phân tích độ tin cậy trên lưới (DRA-Distribution Reliability
Analysis): tính toán các thông số độ tin cậy trên lưới điện như SAIFI, SAIDI, CAIFI,
CAIDI ...
2.6.3. Các bước thực hiện ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT
Bước 1: Thu thập, xử lý và nhập số liệu lưới điện trên PSS/ADEPT
- Thu thập các thông số của lưới điện như: chủng loại, tiết diện và chiều dài dây
dẫn, máy biến áp, loại thiết bị đóng cắt ...
- Thu thập, xử lý số liệu để xác định các thông số P,Q của các nút tải vào các
thời điểm khảo sát.
Thu thập sơ đồ lưới điện vận hành của các xuất tuyến cần tính toán.
Bước 2: Thể hiện lưới điện trên giao diện đồ họa của PSS/ADEPT
- Tạo sơ đồ lưới điện thông qua Menu Diagram.
- Tạo thư viện cho phần mềm với các thông số thiết bị phù hợp với lưới điện
thực tế tại địa phương. File thư viện là file dạng text có đuôi mở rộng là *.con. Người
sử dụng phần mềm có thể soạn thảo file *.con bằng chương trình soạn thảo như
Notepad...
- Tách hoặc gộp sơ đồ các xuất tuyến.
Bước 3: Thực hiện các chức năng tính toán lưới điện trên PSS/ADEPT


10


cộng công suất theo từng giờ và vẽ được đồ thị phụ tải trung bình 24h trong ngày
theo công suất trung bình đã tính, đây là số liệu đồ thị phụ tải ngày điển hình ta cần.
Do tính chất phụ tải của Điện lực Đơn Dương là một TBA công cộng có thể cấp
điện cho các phụ tải ở nhiều nhóm phụ tải khác nhau như: vừa cấp điện sinh hoạt, vừa
cấp điện chiếu sáng, vừa cấp điện sản xuất nông nghiệp,...nên việc phân chia phụ tải
theo các nhóm phụ tải gặp nhiều khó khăn. Do đó, trong phạm vi luận văn tác giả sẽ
chia đồ thị phụ tải theo các khoảng thời gian đặc biệt trong ngày. Dựa vào đồ thị phụ
tải điển hình các xuất tuyến ta xây dựng đặc trưng của hệ thống điện Điện lực Đơn
Dương trong một ngày đêm và có các khoảng thời gian đặc biệt cần phải xem xét
trong việc tính toán chế độ vận hành của lưới điện như sau:
Cao điểm snapshots 1 (6h-11h) và snapshots 2 (16h-19h); Bình thường
snapshots 1 (12h–15h và snapshots 2 (20h–22h); Thấp điểm snapshots (23h–5h).
Trên cơ sở số liệu đã được xử lý thống kê biểu diễn mối quan hệ giữa phụ tải và
thời gian trên hệ trục tọa độ có tính chất tương tự với trục tung là phụ tải và trục
hoành là thời gian ta sẽ nhận được đồ thị phụ tải hằng ngày. Tuy nhiên, trong chương
trình PSS/Adept, việc nhập đồ thị phụ tải vào chương trình được thực hiện bằng tỷ lệ
của công suất theo nhóm giờ và tỷ lệ thời gian của nhóm giờ đó trong một ngày. Để
làm được điều đó, đồ thị phụ tải cần chuyển sang hệ đơn vị tương đối. Ta chọn công


12

suất cơ bản là giá trị trung bình của phụ tải PTB. Phụ tải giờ thứ i trong hệ đơn vị
tương đối sẽ là:
Pi*

Pi
PTB

1.4


∆P (kW)

∆P%

∆Q
(kVAr)

∆Q%

01

471

3791.98

1389.77

96.7531

2.5515

29.0766

2.0922

02

473


477

4453.71

1547.38

106.9068

2.4004

122.1279

7.8926

304.6573

2.0287

225.7303

5.7358

TỔNG


13

3.2.2 Thiết lập các thông số phục vụ bài toàn bù kinh tế cho các xuất tuyến
lưới điện phân phối Điện lực Đơn Dương
Trong chương trình PSS/ADEPT chưa có các chỉ số kinh tế để tính toán bù tối

toán.
- Tỷ số biểu thị sự mất giá của đồng tiền hàng
- Tỷ số lạm phát (pu/year)
năm.
- Khoảng thời gian để tính toán trong bài toán
- Thời gian tính toán (years)
phân tích kinh tế-tài chính, tính bằng năm.
- Số tiền phải trả cho 1kVAr để lắp đặt tụ bù cố
- Suất đầu tư lắp đặt tụ bù cố định.
định và điều chỉnh
- Số tiền phải trả cho 1kVAr để lắp đặt tụ bù
điều chỉnh
- Chi phí tính trên 1kVAr.năm cần để bảo trì tụ
- Chi phí bảo trì tụ bù cố định bù cố định.
và điều chỉnh hàng năm
- Chi phí tính trên 1kVAr.năm cần để bảo trì tụ
bù điều chỉnh.
Cần phải cài đặt đầy đủ các chỉ số kinh tế vào bảng trên trước khi tính toán bù
tối ưu. Các chỉ số kinh tế được xây dựng như sau:


14

- Giá điện năng tiêu thụ (cP): tính bằng đơn vị /kWh. Ở Mỹ thường sử dụng
đơn vị tiền tệ là dollar, tuy nhiên cả PSS/ADEPT và CAPO đều không bắt buộc đơn
vị tiền tệ phải sử dụng, chúng ta có thể sử dụng bất cứ đơn vị tiền tệ nào miễn sao
đảm bảo tính nhất quán giữa các biến số.
Khi tính toán LĐPP Việt Nam thường sử dụng tiền đồng Việt Nam và tính toán
như sau: việc lắp đặt tụ bù ở phía 22kV hay phía 0,4kV đều nhằm mục đích giảm tổn thất
P trên LĐPP, vì vậy giá điện năng tác dụng tổn thất do lắp đặt bù lấy chung một giá là

15

𝑐𝐹 =
𝑐𝑄 =

𝑐𝑡𝑏 + 𝑐𝑝 + 𝑐𝑛𝑐
𝑄

𝑐𝑡𝑏 + 𝑐𝑝𝑘 + 𝑐𝑝 + 𝑐𝑛𝑐
𝑄

Trong đó:
Ctb: là đơn giá mua sắm tụ bù trung áp 3 pha 300kVAr;
Cp: Là chi phí mua sắm các thiết bị đóng cắt và bảo vệ;
Cnc: Là chi phí nhân công lắp đặt tụ bù;
Cpk: Là chi phí cho hệ thống điều khiển và các phụ kiện khác;
Q: Là dung lượng của 01 cụm tụ bù, ở đây là 300kVAr.
Bảng 3.3: Suất đầu tư tụ bù trung áp cố định
Đơn giá tụ
Thiết bị đóng cắt,
S
Dung lượng
bù
bảo vệ (FCO)
TT
Q (kVAr)
Ctb
Cp (đồng)
(đồng)
(1)

lượng
bù
thống điều
bảo vệ
lắp đặt
TT
Q
Ctb
kiển
(LBS)
Cnc
(kVAr)
(đồng)
Cpk
Cp
(đồng)
(đồng)
(đồng)
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
01
300
89.400.000 64.500.000
30.000.000
6.750.000
𝑐
+𝑐

= 251.000 đồ𝑛𝑔
𝑄
300

- Tỷ giá bảo trì tụ bù cố định (mF) và tụ bù điều chỉnh (mS): là tiền để duy trì
hoạt động của tụ bù cố định và tụ bù điều chỉnh hàng năm. Tỷ giá này tính bằng
đồng/kVAr.năm.
Theo quy định của ngành điện Việt Nam hiện nay thì chi phí này mỗi năm bằng
5% nguyên giá tài sản cố định của trạm bù.
- Chi phí bảo trì trạm tụ bù trung áp cố định:
mFTA = 5% . cFTA = 5% x 360.500 = 18.025 đồng/kVAr.năm
- Chi phí bảo trì trạm tụ bù trung áp điều chỉnh:
mSTA = 5% . cQTA = 5% x 635.500 = 31.775 đồng/kVAr.năm
Chọn dung lượng tụ bù sử dụng và số lượng tụ lắp đặt trên lưới cũng như đồ thị
phụ tải của từng xuất tuyến như sau:
3.2.3 Tính toán tối ưu tụ bù trên lưới điện phân phối
Tiến hành chạy CAPO cho tất cả các xuất tuyến trung áp Điện lực Đơn Dương,
ta thấy tất cả 8 cụm tụ bù trung áp ban đầu đều được gắn vào lưới.
Dung lượng tụ bù lắp đặt trên lưới điện phân phối Điện lực Đơn Dương hiện tại
cụ thể theo như bẳng sau:
Bảng 3.5: Hiện trạng bù trung áp trên lưới điện Điện lực Đơn Dương

STT

Xuất
tuyến

Số cụm bù
TA



2

0.6

475/35/30CBT3

475/107

04

477

2

0.6

477/89CBT3

126CBT3

8

2.4

TỔNG

Vị trí tụ bù cố
định hiện hữu


0.6
473/201/15; 473/163
473/109/CB6
475/35/30CBT3
3
475
0.6
475/131; 475/35/18/11
; 475/107
477/89CBT3;
50/11/18A;
4
477
0.6
126CBT3
126/50/20A
TỔNG
2.4
Bảng 3.8 Thông số sau khi tối ưu vị trí đặt tụ bù
Thông số
STT

Xuất
tuyến

∆P (kW)

∆P%

∆Q (kVAr)


54.8700

1.3538

48.9400

9.6719

4

477

105.1400

2.3607

119.0500

7.6936

297.4200

1.9805

210.8500

5.3577

TỔNG

(kVAr)

1

471

96.7531

29.0766

95.6700

27.8100

1.0831

1.2666

2

473

44.7198

22.3048

41.7400

15.0500


304.657
3

7.2373

14.8803

TỔNG

225.7303

297.4200 210.8500

Sau khi tối ưu hóa các vị trí lắp đặt tụ bù trên lưới điện:
- Điện năng tiết kiệm được là: 63,398.7 kWh/năm
- Số tiền làm lợi là: 7.2373*24*365*1700 = 107,777,872 đ/năm
2. Thêm tụ bù mới:
Tiếp theo, do phụ tải phát triển liên tục, ta sẽ dùng module CAPO để tính toán,
xác định trên lưới điện có còn thiếu bù công suất phản kháng hay không, và tính toán
tối ưu dung lượng bù công suất phản kháng cần lắp đặt thêm trên lưới điện nếu cần
bổ sung.
Ta lần lượt tính toán CAPO với từng xuất tuyến trung áp (các tụ bù trung áp
hiện có đã được lắp đặt tại các vị trí mới ở bước trên) với thông số cài đặt Economics
lúc này như sau:

Hình 3.10 Thông số cài đặt Economics


19


Xuất
tuyến

∆P (kW)

∆P%

∆Q (kVAr)

∆Q%

1

471

93.2100

2.4581

25.1700

1.8111

2

473

41.7400

1.5352


1.9128

194.3400

4.9382

TỔNG

Bảng 3.12 Hiệu quả giảm tổn thất sau khi lắp đặt thêm bù
Thông số
STT

Xuất
tuyến ∆P trước ∆Q trước ∆P sau
(kW)
(kVAr) (kW)

∆Q sau
(kVAr)

Độ lợi
P (kW)

Độ lợi
Q (kVAr)

1

471


0.0000

4

477

105.1400 119.0500 97.4300 105.1800

7.7100

13.8700

297.4200 210.8500 287.2500 194.3400

10.1700

16.5100

TỔNG


20

Sau khi lắp đặt thêm tụ bù trên lưới điện, điện năng tiết kiệm được là: 89,089
kWh/năm.
3.2.3.2. Tính toán hiệu quả kinh tế NPV
Ta tính được tổng giá trị hiện tại các khoản chi phí vận hành để lắp đặt tụ bù:

Trong đó:

STT

Nội dung

Phương án
chuyển vị trí
tụ bù

1

∆P (kW) giảm

7.24

10.17

17.41

2

∆P% giảm

0.05

0.07

0.12

3


lắp đặt thêm
tụ bù

Tổng cộng

3.3. Tính toán phương thức vận hành tối ưu cho lưới điện Điện lực Đơn Dương
bằng công cụ TOPO của chương trình PSS/Adept
Sau khi tính tối ưu lại các vị trí đặt tụ bù nhằm làm cho suất phản kháng trên
toàn lưới giảm đi, thì việc thay đổi kết cấu lưới cũng làm cho tổn thất công suất giảm
mà không phải bỏ vốn đầu tư thêm. Để làm được điều này, cần phải tái cấu trúc lại
lưới điện bằng cách tính toán lại điểm mở giữa các xuất tuyến sao cho tổn thất công
suất trên hệ thống lưới đạt thấp nhất, một trong các biện pháp để tái cấu trúc lưới điện
là dùng module TOPO của phần mềm PSS/ADEPT để giải bài toán tìm điểm mở tối
ưu.
3.3.1. Ý nghĩa và mục đích tính toán điểm dừng tối ưu
Định hình hệ thống hình tia để có tổn thất công suất tác dụng nhỏ nhất.
- Đóng khóa để hình thành mạng vòng trong hệ thống.
- Tách riêng điện kháng trong mạng vòng và giải hệ thống điện.
- Mở khóa mạng vòng với dòng nhỏ nhất.
- Thực hiện cho đến khi mở khoá cũng giống như đóng khoá.
- Khoá đóng và mở cùng với tổn thất của hệ thống được thể hiện trong progress
view.
- Sơ đồ mạng điện chỉ ra khoá nào đóng hoặc mở trong suốt quá trình phân tích.
Sau khi giải bài toán điểm dừng tối ưu, chương trình sẽ xuất ra bảng báo cáo.
- Nếu ta check cờ giới hạn quá tải nhánh.
- Nếu quá tải trong quá trình phân tích, thì thuật toán sẽ lưu lại cho đến khi đạt
đến điều kiện không có điểm nào quá tải.


22

Mạch vòng 471 và 477

VT 477/126/53
VT 473/15/2

2

Mạch vòng 475 và 473
VT 475/255


23

Bảng 3.15: Vị trí liên lạc sau khi tối ưu hóa điểm mở
STT

Tên mạch vòng liên lạc

VT liên lạc giữa 02 xuất tuyến

1

Mạch vòng 471 và 477

VT 477/126/53

2

Mạch vòng 475 và 473