ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

HOÀNG HIẾU TRUNG

ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP
NÂNG CAO HIỆU QUẢ KINH TẾ
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THỊ XÃ BA ĐỒN

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201

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. TRẦN VINH TỊNH

Phản biện 1: TS. TRẦN TẤN VINH

Phản biện 2: TS. LÊ ĐỨC TÙNG

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 27 tháng
10 năm 2018.

* Có thể tìm hiểu luận văn tại:

Đối tượng nghiên cứu của đề tài: Lưới điện phân phối thị xã Ba Đồn có tính đến kết
lưới khu vực.
4. Phương pháp nghiên cứu: Sử dụng phương pháp nghiên cứu lý thuyết và thực tiễn:
- Phương pháp nghiên cứu lý thuyết:
- Phương pháp thực tiễn:
5. Tên đề tài:“ Đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện phân phối thị
xã Ba Đồn”.
6. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
- Ý nghĩa khoa học: Xây dựng các phương pháp luận/giải pháp nâng cao hiệu quả kinh
tế lưới điện phân phối trong điều kiện hạn chế vốn ĐTXD.
- Ý nghĩa thực tiễn: Có thể áp dụng ngay cho lưới điện phân phối thị xã Ba Đồn và
huyện Quảng Trạch trong các năm tới và định hướng cho các năm về sau.
7. Cấu trúc của luận văn
Mở đầu.


2
Chương 1: Tổng quan về LĐPP và giới thiệu các chương trình ứng dụng.
Chương 2: Hiện trạng LĐPPthị xã Ba Đồn. Kết quản tính toán TTĐN lưới phân phối
hiện trạng
Chương 3: Đề xuất các giải pháp Nâng cao hiệu quả kinh tế LĐPP thị xã Ba Đồn.
Kết luận và kiến nghị.

CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ
GIỚI THIỆU CÁC CHƯƠNG TRÌNH ỨNG DỤNG
TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI.
1.1.1. Giới thiệu chung về lưới điện phân phối.
1.1.2. Vai trò, đặc điểm của lưới phân phối.
1.1.2.1. Vai trò của hệ thống lưới phân phối là: cung cấp điện trực tiếp đến

Tổn thất điện năng phi kỹ thuật hay còn gọi là TTĐN thương mại là do tình trạng vi
phạm sử dụng điện như lấy cắp điện dưới các hình thức khác nhau, do lỗi quản lý trong quá
trình kinh doanh như công tơ chết, cháy không xử lý kịp thời, ghi sót ghi sai chỉ số, đấu
nhầm, đấu sai hệ thống đo đếm.
Những yếu tố làm ảnh hưởng tăng TTĐN.
Khi lượng điện năng mất đi trong quá trình truyền tải đến hộ tiêu thụ càng cao, thì
hiệu ích đưa lại càng kém, những yếu tố ảnh hưởng làm tăng TTĐN có thể kể đến đó là:
a. Về mặt kỹ thuật:
b. Về mặt thương mại:
CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
TTĐN trong LĐPP được xác định theo công thức sau:
t

A 3R I t2 .dt

(1.30)

o

Phương pháp tích phân đồ thị
Giả sử quy luật biến thiên của dòng điện như (Hình 1.8) và (Hình 1.9), hệ tọa độ I-t.
Chia trục hoành t thành n đoạn bằng nhau với độ dài ∆t. Như vậy việc xác định
TTĐN được thay bằng việc tính diện tích các hình chữ nhật (Hình 1.8) hay hình thang (Hình
1.9).
Biểu thức dưới dấu tích phân trong trường hợp thứ nhất sẽ bằng :
T
2
t

n

4
Phương pháp dòng điện trung bình bình phương
T

A 3RI

2
tbbp

T

3R. I t2 dt

(1.35)

o

Phương pháp thời gian tổn thất
Phương pháp đường cong tổn thất
Phương pháp tính toán TTĐN theo quy định của EVN
24

A

Ao

Ati = ΔP0.T +ΔPMax .T.Kđt

(1.49)


Giảm được tổn thất công suất trong mạng điện
Giảm được tổn thất điện áp trong mạng điện
Tăng khả năng truyền tải của đường dây và máy biến áp
Tính toán bù tối ưu trên lưới phân phối:
Gọi Z là chi phí tính toán toàn bộ trong một năm khi đặt bộ tụ điện tĩnh có dung
lượng là Qb tại mạng điện có một phụ tải S=P+jQ. Phí tổn Z bao gồm 3 phần:
a/ Phí tổn do đặt tụ điện :
Z1 =(avh+atc)Kb = (avh+atc). Kb* .Qb.
(1.54)
b/Phí tổn về tổn thất điện năng do bản thân TĐT tiêu thụ.
Z2 =C0.∆Ab= C0. P*b.T = C0. P*b .Qb.T
(1.55)
c/Phí tổn về tổn thất điện năng trong mạng điện sau khi có đặt TĐT:


5
(Q Qb )2
.R
Z3 = C0 .∆A = C0∆Pτ = C0.
U2

(1.56)

Vậy phí tổn tính toán tổng của mạng điện sau khi đặt TĐT là :
Z

Z1 Z 2 Z3

(avh atc ) Kb*Qb C0 . Pb*.Qb .T



Từ đó :
Z
Qb

Việc tính bù kinh tế được tiến hành cho từng nhánh độc lập. Nếu nhánh có nhiều phụ
tải thì phương pháp tính toán cũng tương tự. Để xác định được dung lượng bù kinh tế ở từng
hộ tiêu thụ ta phải lấy đạo hàm của Z tổng theo các Qbi (i = 1- n) và cho mỗi đạo hàm bằng
không. Với hệ phương trình đó ta tìm được các dung lượng cần Qbi. Nếu Qbk tại hộ k nào đó
không hợp lý về mặt kinh tế , vì vậy ta thay Qbk đó bằng không ở các phương trình

Z
Qb

0

và giải lại hệ phương trình một lần nữa.
GIỚI THIỆU MỘT SỐ CHƯƠNG TRÌNH QUẢN LÝ, TÍNH TOÁN LĐPP ÁP
DỤNG TRONG LUẬN VĂN.
Hệ thống thông tin quản lý khách hàng CMIS:
Hệ thống Thông tin Quản lý Khách hàng viết tắt là CMIS – Customer Management
Information System)của EVN. Trong phạm vi luận văn này, tác giả sử dụng chủ yếu là phân
hệ tổn thất để trích xuất:
- Số liệu TTĐN tại các cấp điện áp và TBACC; Điện thanh cái, điện thương phẩm, tỷ
trọng các thành phần của các XTTA;
- Sản lượng điện thanh cái các TBAPP để xác định Ptb, từ đó sử dụng số liệu này
nhập vào chế độ cơ bản của PSS/ADEPT;
- Công suất MBAPP, hệ số nhân, mã điểm đo gắn với các TBAPP để phối hợp với
MDMS xác định Pmax, mức độ mang tải.
Hệ thống quản lý dữ liệu đo đếm – MDMS EVNCPC

Như vậy giá trị của năng lượng tiết kiệm được là:
SavingsF = 8760.Ne.(xP.cP + xQ.cQ)
Giá trị của chi phí mua tụ bù là:
CostF = sF.(cF + Ne.mF)
Nếu tiền tiết kiệm được lớn hơn chi phí, CAPO sẽ xem xét đến tụ bù thứ n+1 ; nếu
tiền tiết kiệm được nhỏ hơn thì CAPO bỏ qua tụ bù thứ n và ngừng tính toán.
KẾT LUẬN CHƯƠNG 1
Trong chương 1, luận văn đã nêu rõ đặc điểm, vai trò và tầm quan trọng của lưới
phân phối và giới thiệu lý thuyết tính tổn thất công suất, các phương pháp tính tổn thất điện
năng trong đó có nêu cách tính toán theo qui định của EVN , lý thuyết bù tối ưu và phạm
vi áp dụng của từng phương pháp. Đây là những phần lý thuyết liên quan đến việc tính toán
các chỉ tiêu kỹ luật lưới điện quan trọng, quyết định đến hiệu quả kinh tế tron quản lý vận
hành.
Đồng thời, luận văn cũng giới thiệu một số phần mềm ứng dụng để trích rút xử lý số
liệu đầu vào các thông số lưới điện (CMIS3.0; MDMS CPC). Bất kỳ một chương trình, một
giải thuật tính toán nào cũng chỉ chính xác khi số liệu đầu vào là tin cậy. Hiện Tập đoàn


7
Điện lực Việt Nam đang xây dựng các Hệ thống quản lý và khai thác thông tin rất hiệu dụng
cho việc khai thác và quản lý lưới điện.
Với chương trình tính toán áp dụng, tác giả giới thiệu việc sử dụng phần mềm
PSS/ADEPT5.0 để tính toán các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật lưới phân phối và xác định phần
mềm này phù hợp với các lý thuyết đã nêu ở trên.
Tóm lại: Trong chương luận văn đã giới thiệu và cung cấp các công cụ để tính toán
các chỉ tiêu kỹ thuật có ảnh hưởng cơ bản đến hiệu quả kinh tế của mạng điện nói chung và
mạng phân phối nói riêng.

CHƯƠNG 2
HIỆN TRẠNG LƯỚI PHÂN PHỐI THỊ XÃ BA ĐỒN

KH
Tổng
điện
25.86
44.99
14.29
60.17
26.09
30.16
47.19
2.43

0.48
1.12
0.39
0.33
2.09
2.96
5.37
0.05

26.34
46.11
14.67
60.49
28.18
33.12
52.56
2.48


51
35
49
3

Dung lượng TBA
(kVA)
N.
KH
Tổng
điện
4365
4380
4890
7641.5
9590
4610
6580
0

2520
1435
880
980
1760
1720
5030
890

6885

4.56
52.80
20.37

2.05
6.64
5.47
1.08

5.33
11.21
58.27
21.45

1
4
40
2

4
24
18
1

5
28
58
3

160

6695

70.85

1.60

72.45

51

11

62

8745

3955

12700

177.90

11.13

189.03

165

39



1.08
1.08
1.88
29.89

21.45
21.45
42.48
402.68

2
2
20
283

1
1
6.00
106

3
3
26
389

350
350
3135
52393

lạc 110kV Ba Đồn và 110 kV Hòn La thông qua trạm cắt Ròn , cung M63 XT 371/Ba Đồn.
+ Trạm 110kV Văn Hóa:
- Máy biến áp T1-25000 kVA-110/22/6 kV cấp tải lưới 22kV khu vực thị xã Ba Đồn
thông qua xuất tuyến 471 Văn Hóa và 475 Văn Hóa.. XT 475 cấp tải cho các XT 471, 472
TTG Minh Cầm; MBA T1/Minh Cầm-3200kVA ở chế độ dự phòng MC 331, 431 cắt .


9
- Máy biến áp T2-25000 kVA-110/22/6 kV cấp tải 6kV Xi măng Văn Hóa.
Điểm mở: L274 Vĩnh Phú liên lạc 471 Văn Hóa và 473 Văn Hóa , DCL 9-4 Tiên
Phong liên lạc 475 Văn Hóa và 471 Minh Cầm.
+ Trạm 110kV Sông Gianh:
- Máy biến áp T1-25000 kVA-110/35/6 kV vận hành độc lập cấp tải các XT 35kV
Sông Gianh: XT 371 cấp tải đến TTG Quy Đạt; XT 373 cấp tải đến MC 382 Hoàn Lão và
đến cung M63 thuộc XT 371/Ba Đồn.
- Máy biến áp T2-25000 kVA-110/35/6 kV vận hành độc lập cấp tải các XT 6kV Xi
măng Sông Gianh.
+ Trạm 110kV Hòn La:
- Máy biến áp T2-25000 kVA-110/22 kV cấp tải các XT 22kV khu công nghiệp Hòn
La và một phần tải phía Bắc huyện Quảng Trạch.
Sơ đồ nguyên lý lưới điện phân phối như phụ lục 1 kèm theo.
- Tình hình thực hiện các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật:
- Tình hình thực hiện các chỉ tiêu SXKD năm 2017.
Bảng 2.2 Các chỉ tiêu SXKD thực hiện năm 2015, 2016 và 2017
TT
01
02
03
04
05

1.627,5
99,80
10,74

- Điện thương phẩm và cơ cấu thành phần:
- Tình hình thực hiện TTĐN:
a. Khái niệm về tổn thất theo phiên ghi (tổn thất hình bình hành):
b. Khái niệm TTĐN theo cấp điện áp (tổn thất hình chữ nhật).
c. Kết quả thực hiện TTĐN:
Kết quả thực hiện năm 2017 và các tháng năm 2018 của Điện lực Quảng Trạch theo
cấp điện áp như sau:
Bảng 2.3 Số liệu thực hiện TTĐN lưới trung áp lũy kế 2017 và 8 tháng 2018
Lũy kế năm 2017
Tên xuất tuyến
XT 471 Văn Hóa

Thanh cái (kWh)
9,497,027.00

Tổn thất
(kWh)
200,665.00

Lũy kế 8 tháng năm 2018
TTĐN
(%)
2.11

Thanh cái
(kWh)

255,174.00

2.20

8,261,706.00

140,456.00

1.70

XT 473 Ba Đồn

18,330,986.00

523,293.00

2.85

13,602,455.00

278,811.00

2.05

XT 475 Ba Đồn

18,997,350.00

547,956.00


13,115,782.00

302,372.00

2.31

XT 472 Hòn La

327,605.00

14,527.00

4.43

219,494.00

7,941.00

3.62

XT 474 Hòn La

662,641.00

21,563.00

3.25

457,942.00


3.26

XT 371 Ba Đồn
XT 373 SG

41,073,782.00

1,243,060.00

3.03

Không VH

Không VH

15,798,670.00

509,525.00

3.23

41,024,400.00

1,901,863.00

4.64

Lưới 22kV sau
110kV Văn Hóa


21,376,682.00

955,714.00

4.47

5,168,876.00

510,069.00

3.36

Tổng 22kV Điện
lực Quảng Trạch

118,328,064.00

3,494,021.00

2.95

8,207,880.00

,099,105.00

2.38

Tổng 35kV khu
vực Ba Đồn


toán CAPO) gồm: Mốc thời gian cao điểm từ 10h30 đến 12h và 17h đến 20h; Mốc thời
gian thấp điểm từ 22h đến 4h; Giờ bình thường là các giờ còn lại.
+Hệ số Kđt: Hệ số đồ thị phụ tải ảnh hưởng đến TTĐN trong giai đoạn tính toán theo
cách tính của EVN.
∑
Pi, Pmax : là giá trị phụ tải đầu xuất tuyến tại các thời điểm ti và tmax.
Số liệu phụ tải.
- Số liệu các tải cơ bản Pbase nhập trong PSS/ADEPT là giá trị P trung bình của phụ
tải đó trong tháng đại diện, ví dụ tại nút tải M tháng 7/2018 có sản lượng điện nhận là A
kWh thì Pbase được nhập vào nút tải đó có gián trị là Pbase = Ptb = A/31/24.
- Chi tiết số liệu phụ tải như Phụ lục 2: Thông số phụ tải mùa mưa, mùa khô LĐPP
thị xã Ba Đồn.
Tính toán TTĐN xuất tuyến 471 Văn Hóa theo 2 phương pháp.
Các phương pháp tính
Tính TTĐN XT471 Văn Hoá theo biểu đồ công suất ngày điển hình theo từng
giờ.
Căn cứ số liệu công suất P theo giờ tại bảng 2.8 , sử dụng phần mềm PSS/ADEPT
tính toán TTCS bằng module LOAD FLOW ta có các kết quả như bảng 2.12 :
Bảng 2.4. Tổn thất công suất theo giờ XT471 Văn Hóa tính từ PSS/ADEPT
Giờ
P(kW)
P(kW)
Giờ
P(kW)
P(kW)
Giờ
P(kW)
P(kW)
Giờ
P(kW)

3
746
4.259
9
1232
10.558
15
1171
8.097
21
1283
11.414

4
742
4.223
10
1646
18.667
16
1322
12.111
22
1033
7.558

At3

5
796

=18520,3/857090x100%

=

2,160

(%).


P(KW)

12

Biểu đồ công suất ngày điển hình mùa mưa tổng lưới 22kV

20000
15000
10000
5000
0
1

2

3

4

5


21

22

23

24

23

24

GIỜ

P(KW)

Hình 2.1 Biểu đồ công suất Tổng lưới 22kV mùa mưa

Biểu đồ công suất ngày điển hình mùa khô tổng lưới 22kV

20000
18000
16000
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000


15

16

17

Hình 2.2 Biểu đồ công suất Tổng lưới 22kV mùa khô

18

19

20

21

22


13
Tính tổn thất điện năng theo phương pháp EVN.
Kđt

=∑

∆A

= ΔPkt.T+ ΔPmax .T.Kđt = ΔPkt x24x31+ ΔPmax x24x31x.Kđt


14
Bảng 2.5 Hợp nhất kết quả tính toán lưới hiện trạng 2018 và kết quả thực hiện

Ao
TT
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
I
II
III
IV

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
XT472 Hòn La

6,168,371.43
15,755,195.96

(kWh)
132446.88
112733.856
85530.24
185764.896
217771.776
116867.52
205254.72
17052.48
30087.36
203781.6
257135.328

(kWh)
109799.847
114094.3171
103178.0112
206474.4077
201651.7898
155113.3313
221684.2184
1192.734098
2318.753964
23174.03457
200762.8315

(%)

1.95
1.90
2.18
5.48
4.67
3.68
2.91

A-2017
2.11
2.32
2.20
2.85
2.88
2.59
2.79
4.43
3.25
5.42
4.28

A8T/2018
2.11
1.96
1.70
2.05
2.35
2.55
2.31
3.62

22,018,740.00

245,180.74

223,894.16

1.11

1.02

2.13

2.22

2.04

2.17

1.84

89,576,238.72

811,189.15

888,101.76

0.91

0.99


134,546,106.11

1,564,426.66

1,339,444.28

1.16

1.00

2.16

2.95

2.38

2.57

2.23


15

CHƯƠNG 3
ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ
KINH TẾ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THỊ XÃ BA ĐỒN
3.1. TỔNG QUAN
Có nhiều giải pháp để nâng cao HQKT lưới điện, tuy nhiên trong điều kiện hạn
chế về vốn ĐTXD, tác giả chủ yếu tính xem xét các giải pháp hướng tới các mục tiêu:
1. Nâng cao khã năng tải của LĐPP hiện trạng.

lại TTĐN theo biểu đồ công suất 2 mùa đối với tổng lưới 22kV.


16
Bước 8: Một số giải pháp khác.
Bước 9: Xác định hiệu quả tài chính của nhóm giải pháp trên.
3.2. HOÁN CHUYỂN CÁC MBA QUÁ TẢI, NON TẢI.
3.2.1. Tổng quan:
3.2.2. Các bước lấy dữ liệu Pmax của các TBAPP thông qua CMIS và
MDMS.
3.2.3. Phương án xử lý các MBA quá tải.
Từ phụ lục 5, trích lọc dữ liệu các TBA có mức độ mang tải từ 85% trở lên ta
có 22 TBA có nguy cơ bị quá tải. Chi tiết như phụ lục 6: Danh sách các TBA có mức
mang tải từ 85% trở lên và phương án xử lý. Trong đó có 3 TBA khách hàng không
thể can thiệp được, chỉ thực hiện các thông báo cảnh báo.
Việc xử lý san tải, hoán chuyển để chống quá tải cho các TBA này theo các
trình tự như sau:
Bước 1: Bắt đầu chọn MBAcó công suất lớn nhất có nguy cơ bị quá tải.
Bước 2: Xem xét lưới hạ áp các TBA lân cận có thể chuyển tải không và mức
độ mang tải các TBA đó, nếu có thực hiện phân bố lại tải trong khu vực và cập nhật
vào sơ đồ tính toán PSS/ADEPT.
Bước 3: Nếu không đạt bước 2, thực hiện trích lọc dữ liệu theo các trường lọc
tài sản Ngành Điện) -> công suất ( lớn hơn công suất TBA đang xét 1 cấp) -> mức độ
mang tải
TOPO ta thực hiện các bước sau
- Thực hiện chuyển tải các xuất tuyến về dạng cơ bản Pbase, Qbase.
- Ghép các sơ đồ lưới các xuất tuyến về chung 1 sơ đồ với các nút thiết lập không được
trùng tên.
- Tách tất cả các cụm bù trung áp ra khỏi lưới. Kiểm tra cập nhật các thay đổi trên sơ
đồ lướit hực hiện tại mục 3.2.
- Các điểm mở theo kết lưới cơ bản như hiện trạng gồm có
Bảng 3.1 Thống kê các mạch vòng và điểm mở hiện trạng
TT
Tên mạch vòng
Điểm mở
Từ xuất tuyến
Đến xuất tuyến
1
471 Văn Hóa
473 Văn Hóa
L274_QHOA
2
473 Ba Đồn
478 Ba Đồn
488_PHAP_KE
3
473 Ba Đồn
475 Ba Đồn
89-4CHOXEP
4
475 Ba Đồn
471 Ba Đồn
L51NTOM
5

3
4
5
6
7
8

với thiết bị đóng cắt hiện trạng
Điểm mở
Điểm mở
Tên mạch vòng
củ
Mới
Từ xuất tuyến
Đến xuất tuyến
471 Văn Hóa
473 Văn Hóa
L274_QHOA
473 Ba Đồn
478 Ba Đồn
488_PHAP_KE 15-4QP6
473 Ba Đồn
475 Ba Đồn
89-4CHOXEP
L83 SVD
475 Ba Đồn
471 Ba Đồn
L51NTOM
FCO9477 Ba Đồn
478 Ba Đồn


dự kiến di chuyển

-L85 SVD ( dự kiến di chuyển điểm mở L83SVD) cho vòng nối 473 Ba Đồn và
475 Ba Đồn;
-L29-TULOAN ( dự kiến thay thế điểm mở FCO9-4QHUNG) cho vòng nối
477 Ba Đồn và 478 Ba Đồn.
- Các điểm mở khác khi dò trào lưu công suất đã tương đối hợp lý nên không
cần thiết thay đổi.
- Kết quả chạy bải toán TOPO với thiết bị đóng cắt trước khi chạy là trạng thái
sau khi chạy TOPO với thiết bị đóng cắt hiện trạng, cho thấy kết việc di chuyển, lắp
thêm là hợp lý (đều mở tại các nút lắp thêm ).
Bảng 3.3. Thống kê các mạch vòng và điểm mở sau khi chạy TOPO
với thiết bị đóng cắt lắp mới và di chuyển
TT
1
2
3
4
5

Tên mạch vòng
Từ xuất tuyến
Đến xuất tuyến
471 Văn Hóa
473 Văn Hóa

Điểm mở
củ
L274_QHOA

6
7
8

Điểm mở
mới
L260_QHOA
L142478PHAPKE
L85 SVD
L51NTOM
LBS29TLOAN
DCL851QXUAN
471RON
472RON

Kết quả tại phụ lục 12: Kết quả chạy TOPO sau khi di chuyển và lắp mới thiết
bị đóng cắt
P4 = 195,43 kW độ giảm P2- P4 = 1,33 kW
Q4 = 400,67 kVAr độ giảm Q2- Q4 = 0,16 kVAr
Với việc lắp mới L142-478PHAPKE và LBS-29TLOAN và di chuyển
L274_QHOA và L83 SVD đến các vị trí mới.
3.4. XÁC ĐỊNH BÙ TỐI ƯU TRÊN LƯỚI TRUNG ÁP BẰNG MODULE
CAPO.
3.4.1. Thiết lập các thông số kinh tế đầu vào bài toán CAPO.
- Giá bán điện năng tác dụng: Bằng giá bình quân đang thực hiện của PC Quảng
Bình năm 2018: 1695 đồng/ kWh/ - Giá bán điện năng phản kháng: 0 đồng.
- Lãi suất vay: 8%/năm; Trượt giá 2%/năm.


20

0,943

Hệ số tỷ lệ Pcd-kho(mua)/Pbase

pu

0,105

0,105

Tỷ lệ thời gian trong năm

bình Pcđ kW

16483

13634

Pbt-kho và Pbt-mua

Kscale

0,910

0,753

Hệ số tỷ lệ Pbt-kho(mua)/Pbase

pu


Khoảng thời
gian
Giờ cao điểm

Giờ
thường

Giờ thấp điểm

Thông số

Ghi chú

3.4.3. Giải bài toán bù tối ưu bằng Module Capo:
Thực hiện giải bài toán CAPO 2 bước:
Bước 1: Chạy bài toán bù tối ưu từ nguồn 6 cụm bù 300 kVAr cố định có sẵn.
Bước 2: Tìm các điểm bù lắp đặt mới.

TT
1
2

3.4.3.1. Kết quả chạy bước 1:
Bảng 3.4: Vị trí các cụm bù cố định hiện có sau khi di chuyển.
Tên vị trí
Thuộc XT
Dung lượng
Ghi chú
/NODE
BD8.3RM29

Di chuyển cụm bù hiện có
Di chuyển cụm bù hiện có

+ Tổn thất công suất P giảm theo CAPO: 5,22 kW.
+ Tổn thất công suất P giảm theo CAPO: 8,43 kVAr.
3.4.3.2. Kết quả chạy bước 2:
Lắp đặt bổ sung 4 cụm bù cố định 3x50 kVAr tại các nút sau:

TT
1
2
3
4

Bảng 3.5: Vị trí các cụm bù cố định và ứng động lắp bổ sung.
Tên vị
trí/NODE
Thuộc XT
Dung lượng Ghi chú
BD8.4RM56
XT478 Hòn La
3x50 kVAr Lắp đặt mới
BD5.M156
XT475 Ba Đồn
3x50 kVAr Lắp đặt mới
BD1.M108
XT471 Ba Đồn
3x50 kVAr Lắp đặt mới
3x50 kVAr Lắp đặt mới củ XT475
BD5.M22/83

TT

Mùa

2

Mùa mưa tháng
điển hình
Mùa khô (tháng
điển hình

3

Toàn năm

1

Thanh cái
(kWh)

po
(kW)

pmax
(kW)

Ksđ

Ao
(kWh)

1.18

0.82

2.00

12,384,727

158.99

229.23

0.70

118,286.33

119,251.07

237,537.40

0.96

0.96

1.92

134,546,106

158.99



Ao
(kWh)

Ao
(%)

At
(%)

A
(%)

134,546,106

1,419,435.94

1,210,009.47

2,629,445.41

1.05

0.90

1.95

134,546,106

1,564,426.66

3.6.2.1. Công tác tổng hợp, phân tích TTĐN:
3.6.2.2. Công tác ghi chữ và phúc tra ghi chữ:
3.6.2.3. Quản lý hệ thống đo đếm:
3.6.2.4. Kiểm tra sử dụng điện và t y n tr yền phòng ng a trộm c p điện:
3.6.3. Nhóm giải pháp về tổ chức quản lý:
3.6.4. Nhóm giải pháp về ĐTXD:
3.6.4.1. Nguyên t c ĐTXD.
3.6.4.2. Định hướng ư ti n đầ tư:
a. Nguồn vốn các ban quản lý dự án:
b. Đối với nguồn vốn giao QBPC đầu tư:
3.7. PHÂN TÍCH HIỆU QUẢ TÀI CHÍNH GIẢI PHÁP
3.7.1. Dòng chi phí:
Hạng mục/diễn giải
Chi phí san tải/ hoán chuyển các
trạm biến áp
Chi phí/ thủ tục tách các TBA
không tải/ gom các TBA non tải

ĐVT

KL

Trạm

35

Trạm

23


2

6

Lắp đặt mới cụm thiết bị đóng cắt
LBS
Tổng cộng

Đơn giá (đ)

Thành tiền (đ)

Ghi chú
Cho 19 TBA

20,000,000

700,000,000 quá tải

3,000,000

69,000,000

15,000

27,000,000

150,000

90,000,000