BỘ ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

PHẠM PHÚ HUÂN

CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT
ĐIỆN NĂNG CHO LƯỚI ĐIỆN TRÀ MY
TỈNH QUẢNG NAM

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN

Đà Nẵng - Năm 2022

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


Cơng trình được hồn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: TS. TRẦN VINH TỊNH

Phản biện 1: PGS.TS. NGUYỄN HỮU HIẾU

Phản biện 2: TS. NGUYỄN LƯƠNG MÍNH

Luận văn được bảo vệ tại Hội đồng chấm luận văn tốt

nghiệp Thạc sĩ kỹ thuật họp tại Đại học Đà Nẵng vào ngày 19
tháng 02 năm 2022.

* Có thể tìm hiểu luận văn tại:
- Trung tâm Học liệu, Đại học Đà Nẵng tại Trường Đại học
Bách khoa
- Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


1

MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Mục tiêu đến năm 2025 tổn thất điện năng Công ty Điện lực
Quảng Nam phải thực hiện đạt:
- Mục tiêu TTĐN chung tồn Cơng ty đạt 3,98%.
- Tổn thất lưới điện trung áp nhỏ hơn 2,0%;
- Tổn thất lưới điện hạ áp nhỏ hơn 3,5% (khơng có TBA CC
tổn thất >4%, trừ các TBA có cơng suất <75kVA khu vực miền núi,
địa bàn hiểm trở).
- Bán kính cấp điện TBA phân phối khu vực đô thị không quá
400m (trừ khu vực chật hẹp không đủ diện tích đặt trạm); bán kính
cấp điện TBA phân phối khu vực cịn lại khơng q 600m (trừ khu
vực miền núi, địa bàn hiểm trở).
Đây là nhiệm vụ và thách thức to lớn cho Công ty Điện lực
Quảng Nam trong quá trình giảm tổn thất điện năng trong thời

gian đến.
Do đặc điểm của lưới điện phân phối khu vực huyện Trà My
thuộc Công ty Điện lực Quảng Nam đều cách xa các trạm biến áp
110 kV. Chủ yếu được cấp điện qua các trạm biến áp trung gian
35/22 kV. Do đó bán kính cung cấp điện lớn, khả năng cung cấp điện
liện tục cũng như chất lượng cung cấp điện trên địa bàn huyện Trà
My còn nhiều hạn chế. Với yêu cầu ngày càng cao của khách hàng
dùng điện, cũng như áp lực về thực hiện tổn thất điện năng trong thời
gian đến của Điện lực Trà My là ưu tiên hàng đầu trong việc thực
hiện các chỉ tiêu của Cơng ty Điện lực Quảng Nam giao. Do đó việc
nghiên cứu đánh giá cụ thể tổn thất của lưới điện phân phối huyện
Trà My do Điện lực Trà My thuộc Công ty Điện lực Quảng Nam dựa
trên các số liệu thực tế vận hành, để từ đó đưa ra các giải pháp phù

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


2

hợp nhằm giảm tổn thất điện năng, nâng cao độ tin cậy của lưới điện
phân phối đáp ứng các yêu cầu ngày càng cao về cung cấp điện và
đảm bảo thực hiện được lộ trình, mục tiêu giảm tổn thất điện năng
hằng năm là thật sự cần thiết. Vì vậy tôi đã chọn đề tài “Các giải
pháp giảm tổn thất điện năng cho lưới điện Trà My tỉnh Quảng Nam”
là nội dung nghiên cứu cho luận văn tốt nghiệp của tơi nhằm góp
phần đẩy nhanh việc thực hiện giảm tổn thất điện năng và nâng cao
độ tin cậy cung cấp điện cho lưới điện khu vực huyện Trà My.
2. Mục đích nghiên cứu

Trong luận văn của mình tơi sử dụng phần mềm MDMS,
PSS/ADEPT 5.0 kết hợp với khảo sát thực tế tại đơn vị để thực hiện
các bài toán phân tích sau:
- Các giải pháp về quản lý vận hành.
- Các giản pháp về đầu tư.
- Load Flow Culculation: Kiểm tra phân bố công suất khi lưới
điện ở trạng thái ổn định.
- CAPO Analysis: Nhằm xác định điểm bù tối ưu.
Từ đó đề xuất các giải pháp để giảm TTĐN nâng cao hiệu quả
vận hành cho lưới điện phân phối Huyện Trà My.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
3.1. Đối tượng nghiên cứu
- Lý thuyết và thực tiễn các vấn đề liên quan đến bù CSPK
cho LĐPP.
- Hiện trạng LĐPP 35 kV, 22kV Điện lực Trà My quản lý
- Phần mềm PSS/ADEPT để tính tốn các điểm bù
3.2. Phạm vi nghiên cứu
Đề tài xem xét nguyên cứu về lý thuyết các giải pháp bù tối ưu
công suất phản kháng cho lưới điện phân phối.

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


3

Đề tài tập trung nghiên cứu, phân tích phân bố công suất, chỉ tiêu
tổn thất điện năng của lưới điện phân phối 23 kV, 22 kV Điện lực Trà
My, nghiên cứu thực trạng phân bố công suất, xem xét các điểm bù để

lưới điện vận hành hiệu quả, giảm tổn thất điện năng, nâng cao hiệu quả
vận hành cho lưới điện phân phối khu vực Trà My.
4. Phương pháp nghiên cứu
Trong luận văn sử dụng phương pháp nghiên cứu là phương pháp
phân tích và tổng hợp lý thuyết, kết hợp phương pháp mơ hình hóa để
xem xét và tính tốn. Dùng phần mềm để xác định phân bố công suất
trên lưới, xác định nút đặt tụ bù, phương án bù, điểm mở tối ưu, qua đó
đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng trên lưới.
- Nguyên cứu cơ sở lý thuyết và phương pháp tính tốn bù
cơng suất phản kháng cho lưới điện phân phối.
- Thu thập, phân tích các số liệu vận hành của lưới điện phân
phối 35 kV, 22kV và các thiết bị bù hiện có trên lưới phân phối khu
vực Trà My.
- Áp dụng phân tích tài chính các phương án lắp đặt bù trên
lưới phân phối và lựa chọn phương án tối ưu nhất.
5. Bố cục của luận văn
Trong luận văn ngoài các phần mở đầu, kết luận và kiến nghị,
danh mục tài liệu tham khảo, nội dung chính của luận văn được chia
thành 4 chương như sau:
5.1. Chương 1: Tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong
lưới điện phân phối
5.2. Chương 2: Các phương pháp nâng cao hiệu quả kinh tế
lưới điện phân phối.

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


4


5.3. Chương 3. Phân tích tình hình truyền tải cơng suất hiện
nay của lưới điện Điện lực Trà My - các vấn đề ảnh hưởng đến
TTĐN trên lưới điện khu vực Trà My.
5.4. Chương 4. Dùng phần mềm PSS/ADEPT để tính tốn bù
tối ưu cho các xuất tuyến.

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


5

CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ TỔN THẤT CÔNG SUẤT, TỔN THẤT
ĐIỆN NĂNG TRONG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
1.1. Khái niệm lưới điện phân phối
Lưới điện phân phối là một phần quan trọng của hệ thống điện
thống nhất, là mạng lưới nối dài của lưới truyền tải, để phân phối
điện năng từ nơi sản xuất tập trung gần các nguồn nguyên liệu đến
các hộ tiêu thụ rải rác khắp mọi miền từ các trung tâm đô thị đến các
vùng sâu vùng xa hay các vùng kinh tế tập trung.
1.2. Nhiệm vụ, đặc thù của lưới điện phân phối
1.2.1. Nhiệm vụ của lưới điện phân phối
Nhiệm vụ chính của lưới phân phối là cấp điện liên tục cho hộ
tiêu thụ, đảm bảo chất lượng điện năng nằm trong phạm vi cho phép,
đảm bảo an toàn cho con người và thiết bị, vận hành kinh tế, tổn thất
điện năng phù hợp, chi phí xây dựng hợp lý nhất.
1.2.2. Đặc thù của lưới điện phân phối

1.2.2.1. Lưới phân phối mạch vịng kín
Lưới có nhiều mạch vịng kín để khi ngắt điện bảo vệ đường
dây hoặc sự cố 1 đến 2 đường dây vẫn đảm bảo liên lạc hệ thống.

1.2.2.2. Lưới phân phối hình tia
Lưới phân phối này chủ yếu được dùng rộng rãi ở những khu
vực có mật độ phụ tải trung bình hay thấp như ngoại ô và đô thị nông

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


6

thơn hay các thị trấn nhỏ. Trục chính của các xuất tuyến này được
phân đoạn để tăng độ tin cậy cung cấp điện. Thiết bị phân đoạn có
thể là LBS, Dao cách ly, cầu chì, hoặc các Recloser có thể tự đóng
lập lại. REC, LBS hay DCL liên lạc được mở trong khi làm việc để
lưới vận hành hở.
1.3. Ý nghĩa của vấn đề TTCS và TTĐN
Khi truyền tải điện năng từ thanh cái nhà máy điện đến các hộ
dùng điện, ta phải dùng dây dẫn và máy biến áp, vì chúng có điện trở và
điện kháng nên một phần điện năng bị tiêu hao do đốt nóng dây dẫn, do
tạo ra các trường điện từ và các hiệu ứng khác. Phần tiêu hao đó gọi là
tổn thất điện năng. Ngồi ra, tổn thất càng lớn thì phải thêm chi phí
nhiên liệu, than, dầu, nước…, do đó giá thành sản xuất điện cao;
1.4. Các thành phần TTCS trên lưới điện phân phối
1.4.1. Tổn thất công suất trên dây dẫn lưới phân phối
Các thành phần tổn thất công suất trên dây dẫn lưới điện phân

phối bao gồm TTCSTD và TTCSPK.
TTCSTD trên đường dây dẫn điện xoay chiều 3 pha được xác
định theo công thức:

P2 + Q2
S2
−3
P = 3RI =
R *10 = 2 R *10−3 (kW)
2
U
U
2

(1.1)

TTCSPK trên đường dây được xác định:

P2 + Q2
S2
−3
Q = 3 XI =
X *10 = 2 X *10−3 (kVAr)
2
U
U
2

(1.2)


1.4.2. Tổn thất công suất trong MBA phân phối
Các thành phần TTCS trong MBA gồm:
+ Thành phần tổn thất không tải, được xác định theo các số
liệu kỹ thuật của MBA:

S0 = P0 + jQ0

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

(1.3)

Lưu hành nội bộ


7

i0 % * S dm
100
i0%: dịng điện khơng tải tính theo %.
P0, Q0: TTCS tác dụng, tổn thất CSPK khi khơng tải.

Trong đó: Q0 =

+ Thành phần tổn thất phụ thuộc vào phụ tải, là tổn thất công
suất tải qua MBA.
Với MBA hai cuộn dây, tổn thất đồng được xác định:

 S 
P2 + Q2


PCu = 3I RB =
RB = Pn 
2
U
S
 dm 

2

2

QCu = 3I 2 X B =

(1.4)

P2 + Q2
Un % * S 2
X
=
B
U2
100 * S dm

(1.5)

Nếu trường hợp có n MBA giống nhau vận hành song song thì
TTCS trong n MBA được xác định:
2

P  S 

 + n * P0
P = n 
n  S dm 

(1.6)

Un % * S 2
Q =
+ n * Q0
100 * n * S dm

(1.7)

Trong đó:
S là cơng suất tải qua MBA (kVA)
Pn là tổn thất ngắn mạch MBA (kW).
P0 là tổn thất không tải MBA (kW).
1.5. Tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối
1.5.1. Tổn thất điện năng trên đường dây lưới phân phối
Trên đường dây với giả thiết có tổn thất tác dụng P khi phụ
tải cố định, TTĐN A trên đường dây trong thời gian t bằng:
A = Pxt = 3RI2t (kWh)

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

(1.8)

Lưu hành nội bộ



8

Ngồi thực tế, dịng điện phụ tải ln thay đổi theo thời gian,
nên TTCS P cũng thay đổi theo. Nếu phụ tải thay đổi theo thời gian
thì TTĐN A được tính theo cơng thức:
(1.9)

t

A = 3R  I 2 dt (kWh)
0

TTĐN cả năm: 8760 giờ.
(1.10)

8760

A = 3R

2
 I dt (kWh)
0

1.5.2. Tổn thất điện năng trong máy biến áp
Các thành phần TTĐN trong MBA gồm: phần tổn thất sắt xác
định theo thời gian làm việc của MBA và tổn thất đồng xác định theo
thời gian TTCS cực đại τ.

A = P0 * t + Pmax * = P0 * t + Pn


2
S max

2
S dm

(1.11)

Khi có n MBA như nhau vận hành song song thì TTĐN trong
n máy là:

An = nP0 * t + Pn

2
S max

2
n * S dm

(1.12)

1.6. Các nguyên nhân chính gây tổn thất điện năng trên
lưới phân phối
1.6.1. Các nguyên nhân tổn thất kỹ thuật
1.6.2. Các nguyên nhân tổn thất phi kỹ thuật
1.7. Các phương pháp xác định tổn thất điện năng
1.7.1. Phương pháp xác định TTĐN theo đồ thị phụ tải
1.7.2. Phương pháp thời gian TTCS lớn nhất
1.7.2.1. Phương pháp τ
1.7.2.2. Phương pháp p và q


THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


9

1.7.3. Phương pháp đường cong tổn thất

Hình 1.4. Xác định TTĐN bằng đường cong tổn thất
1.7.4. Phương pháp dòng điện trung bình bình phương
1.7.5. Phương pháp xác định điện năng tiêu thụ
1.7.6. Phương pháp sử dụng phần mềm ứng dụng
1.7.7. Phương pháp tính theo quy định của EVN
Tập đồn Điện lực Việt Nam sử dụng thống nhất phương pháp
tính tổn thất điện năng như sau:
24

A = Ao +  Ati = ΔP0.T +ΔPMax .T.Kđt

(1.38)

i =o

1.8. Kết luận chương 1
Để có giải pháp phù hợp nâng cao hiệu quả kinh tế trong việc
sản xuất vận hành hệ thống điện cần nghiên cứu một cách đầy đủ về
tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong hệ thống điện điện, xác
định chính xác được tỷ lệ cơng suất và điện năng tổn thất, tính tốn

đầy đủ được giá thành điện năng từ thiết kế đến vận hành. Đây luôn

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


10

là vấn đề quan trọng, cấp thiết đối với công tác thiết kế, sản xuất
cũng như công tác quản lý vận hành hệ thống điện.
TTĐN không chỉ là chỉ tiêu kế hoạch thực hiện hàng năm mà
còn là chỉ tiêu pháp lệnh, nhằm đảm bảo nguồn điện cung cấp phục
vụ các nhu cầu phát triển kinh tế - xã hội, quốc phòng - an ninh và
đời sống nhân dân trên địa bàn, cho nên việc nghiên cứu tổn thất
công suất và tổn thất điện năng rất quan trọng, vì nó là cơ sở để tính
đúng được tổn thất cơng suất và tổn thất điện năng, định được giá
thành từ khâu thiết kế, xây dựng đến vận hành từ đó tìm ra giải pháp
nâng cao hiệu quả kinh tế.
Với các phương pháp tính tốn tổn thất điện năng như đã nêu
ở trên mỗi phương pháp có ưu và nhược điểm khác nhau. Để tính
tốn TTĐN một cách chính xác, xác định đúng nguyên nhân, khu
vực gây ra TTĐN, đưa ra các giải pháp giảm TTĐN hiệu quả cần có
đầy đủ các thông số kỹ thuật, thông số quản lý vận hành và biểu đổ
phụ tải chính xác. Việc này có ý nghĩa quyết định đến việc nâng cao
hiệu quả kinh tế của lưới điện.
Trong luận văn này tác giả tập trung vào việc phân tích ảnh
hưởng của việc thiết đặt bù trên lưới trung hạ áp, sự bố trí các thiết bị
đóng cắt, đề ra các giải pháp bù hợp lý, bố trí lại các thiết bị đóng cắt
nhằm nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện phân phối trên cơ sở các số

liệu thống kê và truy xuất, thu thập dữ liệu từ các phần mềm đang
ứng dụng tại đơn vị trong thời điểm các tháng trong năm 2021.

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


11

CHƯƠNG 2
CÁC PHƯƠNG PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ KINH TẾ
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
2.1. Lưới điện phân phối
LĐPP có nhiệm vụ chính trong việc đảm bảo chất lượng phục vụ
phụ tải, vì vậy việc nghiên cứu thiết kế, vận hành hệ thống LĐPP là hết
sức quan trọng.
2.2. Các biện pháp nâng cao hiệu quả kinh tế vận hành
LĐPP
2.3. Tối ưu hóa lắp đặt thiết bị bù
2.3.1. Khái niệm công suất phản kháng
Các thành phần mang tính điện kháng hay điện dung trong mạng
điện sẽ sử dụng CSPK.
2.3.2. Sự tiêu thụ công suất phản kháng
Sự tiêu thụ CSPK được phân chia như sau:
- Động cơ không đồng bộ tiêu thụ khoảng 60 đến 65%
- Máy biến áp tiêu thụ khoảng 22 đến 25 %
- Đường dây tải điện và các phụ tải khác tiêu thụ khoảng 10%.
2.3.3. Các biện pháp giảm thấp nhu cầu CSPK
Xu hướng hiện nay càng ngày càng quan tâm đến giải quyết

vấn đề vận hành tối ưu HTĐ, sử dụng các thiết bị điện có hiệu suất
cao giảm mức tiêu thụ năng lượng, tăng cường quản lý việc tiêu thụ
và sử dụng điện năng.
2.3.4. Các lợi ích thu được khi lắp đặt thiết bị bù
2.3.5. Bù kỹ thuật và bù kinh tế CSPK

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


12

- Bù kỹ thuật: chủ yếu nhằm đảm bảo chất lượng điện năng và độ
tin cậy cho HTĐ.
- Bù kinh tế: có mục tiêu rõ ràng là nâng cao hiệu quả kinh tế của
mạng điện. Như vậy, bù kinh tế là khơng bắt buộc và chỉ bù khi có hiệu
quả kinh tế cao.
2.4. Tính tốn TTCS, TTĐN trong HTCCĐ
Các biện pháp giảm TTCS, TTĐN được phân làm 2 nhóm đó là:
các biện pháp tổ chức là những biện pháp giảm tổn thất không yêu cầu
nhiều vốn đầu tư và các biện pháp kỹ thuật là những biện pháp giảm tổn
thất yêu cầu nhiều vốn đầu tư.
2.5. Kết luận chương 2
Qua phân tích nghiên cứu chúng ta thấy rằng:
CSPK là một phần không thể thiếu của máy điện, các thiết bị
điện như máy biến áp, động cơ điện… Tuy nhiên do truyền tải trên
đường dây CSPK gây ra hao tổn điện năng, hao tổn điện áp, làm tăng
công suất truyền tải dẫn đến tăng chi phí xây lắp… Vì vậy phải có
những biện pháp để giảm truyền tải trên lưới lượng công suất này.

Biện pháp đơn giản và hiệu quả nhất đó là bù CSPK, sau khi bù sẽ
giúp lưới điện cải thiện được các nhược điểm trên.
Để bù CSPK có thể được thực hiện bằng các nguồn bù khác
nhau, tuy nhiên qua phân tích và qua thực tế ứng dụng nhận thấy việc
sử dụng tụ bù tĩnh là hiệu quả hơn cả, vì vậy đây là biện pháp được
ứng dụng rộng rãi.
Khi áp dụng bù CSPK có thể phân chia theo 2 chỉ tiêu bù: Bù
theo kỹ thuật tức là nhằm nâng cao điện áp nằm trong giới hạn cho
phép và bù kinh tế nhằm giảm hao tổn điện năng trên đường dây từ
đó sẽ đưa đến lợi kích kinh tế. Thực tế trong tính tốn thực hiện bù,

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


13

không thể tách bạch 2 biện pháp này mà cả hai có sự hỗ trợ qua lại
lẫn nhau.
Để thực hiện tính tốn đưa ra số liệu cần thiết để thực hiện giải
pháp, có thể sử dụng phần mềm PSS/ADEPT (Shaw Power
Technologies, Inc) là một phần mềm phân tích và tính toán lưới điện
rất mạnh để hỗ trợ việc xác định các thông số cần thiết của hệ thống.

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ



14

CHƯƠNG 3:
TRUYỀN TẢI CÔNG SUẤT HIỆN NAY CỦA LƯỚI ĐIỆN
TRÀ MY - CÁC VẤN ĐỀ ẢNH HƯỞNG ĐẾN TTĐN TRÊN
LƯỚI KHU VỰC TRÀ MY
3.1. Hiện trạng nguồn và lưới điện huyện Trà My
3.1.1. Nguồn điện
Các thông tin về nguồn, lưới điện của Điện lực Trà My như sau:
Bảng 3.1. Thông số kỹ thuật và mang tải các trạm biến áp 35KV
TT

Tên xuất tuyến

Số

Dung

TBA

lượng TBA

Chiều dài trục
chính, Tiết
diện dây (km)

1

471-T46


51

7086.5

44,27- AC70

2

472-T46

30

2080.5

39,9- AC120

3

471-22Kv Nước Xa

27

865

37.65- AC50

4

472-22Kv Nước Xa


17

818

27,56-AC70

5

471-22Kv TakPỏ

23

1544

42,31-AC70

6

472-22Kv TakPỏ

15

480

41,58-AC70

7

473-22Kv TakPỏ


28

3292

58,12-AC70

8

374-E15

27

2875

59,66 -AC95

Tổng cộng

218

19041

351,05

Và từ các nguồn phân tán:
- Thủy điện Trà Linh: Công suất 7,2 MVA (3x2,4 MVA), đấu
nối lên thanh cái 35 kV của xuất tuyến 374.
- Thủy điện Tà Vi: 3 MVA (2x1,5 MVA) đấu nối trên xuất
tuyến 35 kV 374 trạm 110 kV Tam Kỳ
- Thủy điện Trà My: Công suất 2,05 MVA, kết nối với xuất

tuyến 471 Trạm T46
Kết lưới cơ bản:

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


15

- Trạm 110kV Tam Kỳ (E15) kết lưới 35kV các NMTĐ Trà Linh
(H21), Tà Vi (H22); kết lưới 22kV NMTĐ Phú Ninh (H4), Trà My (H5)
cấp điện các phụ tải 22kV TP.Tam Kỳ, một phần huyện Phú Ninh, một
phần huyện Tiên Phước; cấp điện 35kV các TTG Tiên Phước (T42),
Nước Xa (T44), Takpor (T45), Bắc Trà My (T46).
3.1.2. Lưới điện
Tính đến tháng 12/2021, Điện lực Trà My có khối lượng quản
lý bao gồm: 7 xuất tuyến cấp điện áp 22kV 1 xuất tuyến 35 kV với
tổng chiều dài khoảng 351,05 km trong đó xuất tuyến 35kV tổng
chiều dài 59,66km, 218 TBA, với tổng công suất đặt 19041 KVA.
3.1.2.1. Khối lượng QLVH giai đoạn 2017-2021.
3.1.2.2. Kết lưới cơ bản
3.1.2.3. Nhận xét kết lưới cơ bản
- Các tuyến trung áp 22kV hầu hết đều hình tia khơng có kết
nối mạnh vịng.
- Các thiết bị đóng cắt liên lạc và phân đoạn đang được đầu tư
SCADA tuy nhiên chưa được đồng bộ, nhiều thiết bị chưa điều khiển
đóng cắt được từ xa.
- Chưa có Trạm biến áp 110 kV.
3.1.3. Phụ tải điện

Tốc độ tăng trưởng bình quân hàng năm của phụ tải ở khu vực
trong giai đoạn 2015-2020 là 15,41%/năm.
3.2. Tình hình thực hiện chỉ tiêu TTĐN 5 năm 2016-2020
3.2.1. Thực hiện chỉ tiêu TTĐN 2016-2020
3.2.2. Kết quả giảm TTĐN 11 tháng đầu năm 2021
3.2.3. Các nguyên nhân - yếu tố ảnh hưởng đến TTĐN
3.3. Các giải pháp đã thực hiện giảm TTĐN

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


16

3.3.1. Các giải pháp quản lý kinh doanh
3.3.2. Các giải pháp về QLVH, QLKT
3.3.3. Các giải pháp về ĐTXD-SCL
3.3.4. Thay đổi cấu trúc lưới nâng cao độ tin cậy giảm TTĐN
Đề xuất ĐTXD các cơng trình mới thay đổi cấu trúc lưới điện
- Sớm đưa cơng trình đấu nối đường dây sau TBA 110 kV
Nam Trà My vào hoạt động.
3.3.4.1. Khu vực Trà My
3.3.4.2. Đề xuất ĐTXD CT mới thay đổi cấu trúc lưới điện
3.4. Kết luận chương 3
Qua xem xét phân tích tình hình lưới điện Trà My, nhận thấy
để thực hiện giảm TTĐN trên lưới Điện Trà My có nhiều giải pháp,
tuy nhiên các giải pháp về quản lý và đầu tư đều cần thời gian và
nguồn vốn lớn, cần nhiều thời gian để sắp xếp bố trí kế hoạch vốn
đầu tư hàng năm. Hiện nay trên lưới đang có sẵn các dàn tụ bù trung

hạ áp cũng như các thiết bị đóng cắt đã lắp đặt sẵn, nên ưu tiên xem
xét sử dụng hiệu quả các thiết bị vật tư này.
Ứng dụng của phần mềm PSS/ADEPT để đưa ra giải pháp hợp
lý nhằm giảm TTĐN kết hợp với nguồn vốn đầu tư xây dựng hàng
năm hoàn thiện lưới điện để giảm TTĐN trên lưới.

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


17

CHƯƠNG 4
TÍNH TỐN BÙ TỐI ƯU XUẤT TUYẾT ĐỂ ĐẢM BẢO TỔN
THẤT ĐIỆN NĂNG TRÊN LƯỚI ĐIỆN TRÀ MY
4.1. Giới thiệu sơ lược về phần mềm PSS/ADEPT
4.2. Phương pháp tìm vị trí bù tối ưu của phần mềm
PSS/ADEPT
4.2.1. Cách PSS/ADEPT tính các vấn đề kinh tế trong CAPO
4.2.2. Cách PSS/ADEPT tìm vị trí đặt tụ bù tối ưu
4.3. Xây dựng cơ sở dữ liệu LĐPP cho chương trình
PSS/ADEPT
4.3.1. Xây dựng cơ sở dữ liệu dây dẫn
4.3.2. Xây dựng cơ sở dữ liệu MBA
4.3.3. Xây dựng cơ sở dữ liệu thông số cấu trúc LĐPP
4.3.3.1. Cấu trúc file cơ sở dữ liệu PTI.con
4.3.3.2. Tính tốn thơng số cấu trúc đường dây
4.4. Lựa chọn các chỉ số kinh tế lưới phân phối cài đặt vào
chương trình PSS/ADEPT

4.4.1. Giá điện năng tác dụng tiêu thụ (cP):
Chọn cP là giá giá bán điện bình qn năm 2020 của Cơng ty
Điện lực Khánh Hịa 1800đ/kWh.
4.4.2. Giá điện năng tác dụng tiêu thụ (cQ):
Việc lắp đặt tụ bù ở phía 22kV hay phía 0,4kV đều có chung
mục đích là giảm tổn thất ∆Q trên LĐPP. Vì vậy, giá điện năng phản
kháng tổn thất do lắp đặt tụ bù lấy bằng 95% giá của CSTD.
cQ = 1880 x 95% = 1750 đ/kWh

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


18

4.4.3. Chi phí cơng suất tác dụng lắp đặt NMĐ (dP):
Chi phí CSTD lắp đặt NMĐ là suất đầu tư CSTD lắp đặt của
NMĐ, để thay thế tổn hao CSTD trên hệ thống. Hiện tại, CAPO
không sử dụng giá trị này.
4.4.4. Chi phí cơng suất phản kháng lắp đặt nhà NMĐ (dQ):
Chi phí CSPK lắp đặt NMĐ là suất đầu tư CSPK lắp đặt NMĐ
để thay thế tổn hao CSPK trên hệ thống. Hiện tại CAPO không sử
dụng giá trị này.
4.4.5. Tỷ lệ chiết khấu (r)
Đối với việc đầu tư lắp đặt tụ bù trên LĐPP Việt Nam hiện
nay, thường sử dụng nguồn vốn vay thương mại. Do đó, chọn tỷ lệ
chiết khấu r bằng lãi suất bình quân các Ngân hàng thương mại là
12%. Vậy r = 0,12.
4.4.6. Tỷ số lạm phát (i)

Tỷ số lạm phát là tỷ số biểu thị sự mất giá của đồng tiền hàng
năm. Đối với Việt Nam chọn i = 0,05.
4.4.7. Tỷ số lạm phát (N)
Thời gian tính tốn là khoảng thời gian mà tiền tiết kiệm được
từ việc lắp tụ bù bằng với tiền lắp đặt và bảo trì tụ bù (nghĩa là thời
gian hồn vốn). Theo các giáo tình mơn học điện thì atc = 0,125 do
đó N = 1/atc = 1/0,125 = 8.
4.4.8. Giá lắp đặt tụ bù cố định (cF) và tụ bù ứng động(cQ)
a. Suất đầu tư tụ bù trung áp cố định: Kết quả suất đầu tư tụ
bù trung áp cố định là: CfTa = 450.000 đồng/kVAr.
b. Suất đầu tư tụ bù trung áp ứng động: Kết quả suất đầu tư
tụ bù trung áp ứng động là: cQTa = 1.400.000 đồng/kVAr.
c. Suất đầu tư cụm tụ bù hạ áp cố định: Kết quả suất đầu tư
tụ bù hạ áp cố định là: cFHA = 400.000 đồng/kVAr.

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


19

d. Suất đầu tư cụm bù hạ áp ứng động: Kết quả suất đầu tư
tụ bù hạ áp ứng động là: cQHA = 500.000 đồng/kVAr.
4.4.9. Chi phí bảo trì tụ bù cố định (mF) và tụ bù ứng động
(mS)
Theo quy định của ngành điện Việt Nam hiện nay thì chi phí
này mỗi năm bằng 3% nguyên giá tài sản cố định của trạm bù.
- Chí phí bảo trì trạm tù bù trung áp cố định:
mFTA= 3%.cFTA = 3% x 450.000 = 13.500 đồng/kVAr.năm

- Chí phí bảo trì trạm tù bù hạ áp cố định:
mFHA= 3%.cFHA = 3% x 400.000 = 12.000 đồng/kVAr.năm
- Chí phí bảo trì trạm tù bù hạ áp ứng động:
mSHA= 3%.cQHA = 3% x 500.000 = 15.000 đồng/kVAr.năm
4.5. Dùng phần mềm PSS/ADEPT để tính tốn bù tối ưu
xuất tuyến 471T44
4.5.1. Mô phỏng LĐPP khu vực Trà My
a. Tạo nút
b. Tạo shunt thiết bị
c. Tạo nhánh
4.5.2. Tính tốn phân bố cơng suất
4.5.2.1. Cài đặt tính tốn trong chương trình
4.4.2.2. Cài đặt các thơng số cơ bản của lưới điện:
4.5.2.3. Cài đặt các đặt tính trên sơ đồ cần tính tốn
4.4.2.4. Cài đặt các tùy chọn cho bài tốn phân bố cơng suất
Áp dụng tính tốn phân bố cơng suất cho xuất tuyến 471T44
đã được mô phỏng vào chương trình PSS/ADEPT, kết quả như Bảng
4.4.

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


20

Bảng 4.4. Tổn thất công suất ban đầu của xuất tuyến
STT Tên xuất
tuyến
1


471T44

Pmax

Qmax

(kW)

(kVAr)

∆P
(kW)

∆Q
(%)

(kVA
r)

446,213 125,090 13,582 3,01 21,476

(%)
4,8

4.5.3. Lựa chọn phương án tính bù
4.5.3.1. Chọn vị trí trạm biến áp cần đặt bù phía hạ áp
4.5.3.2. Lựa chọn module tụ bù hạ áp
4.5.3.3. Lựa chọn module tụ bù trung áp
4.5.3.4. Lựa phương án bù trung áp

4.5.3.5. Lựa phương án bù hạ áp
4.5.4. Trình tự tính tốn các phương án bù
4.5.4.1. Tính tốn bù cố định
4.6. Dùng phần mềm PSS/ADEPT để tính tốn bù tối ưu
cho các xuất tuyến cịn lại của khu vực Trà My
Thiết lập các thông số tương tự cho cho xuất tuyến 472T44 và
chương trình tính tốn được 1 vị trí bù tại nút NN0921220001. Sau
khi lắp đặt tụ bù thì tổn thất sẽ giảm xuống
Xuất tuyến 472T44

Vị trí bù

NN0921220001

Tổn thất

Tổn thất

XT

cơng suất

cơng suất

472T44

(trước khi

(sau khi bù)


bù) kW

kVAr

Tổn
thất
giảm

∆P

7,954

7,9

0,054

∆Q

13,795

13,654

0,141

4.7. Thay đổi cấu trúc lưới để tối ưu hóa tổn thất khu vực
Trà My
Tổn thất trước và sau khi thực hiện điều chỉnh sơ đồ:

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.


Lưu hành nội bộ


21

Bảng 4.6. Tổn thất khu vực Trà My trước khi thực hiện đầu tư cải tạo

TT

Tên đơn

Smax_

vị, xuất

2021

tuyến

(kVA)

Kđt

T/quý

TT

TT

Điện tổn


Pmax

Po

thất

(kW)

(kW)

(kWh)

40

45

(h)

Điện nhận

Điện TP

Tỷ lệ

(kWh)

(kWh)

(%)


5,944,905

2.24

136,343 6,081,248

1.

471-T44

190

0.47 2,190

1.6

3.17

8,586

324,937

316,351

2.64

2.

472-T44


125

0.36 2,190

1.3

2.64

6,814

214,455

207,641

3.18

3.

471-T45

544

0.58 2,190

7.3

4.48

19,079


922,042

902,963

2.07

4.

472-T45

135

0.39 2,190

7.8

1.67

10,355

234,461

224,106

4.42

5.

473-T45


232

0.39 2,190

6.0

7.62

21,871

407,189

385,318

5.37

6.

471 - T46

1,699

0.25 2,190

10.0

18.55

46,019


2,866,987

2,820,968

1.61

7.

472 - T46

655

0.64 2,190

6.0

6.96

23,620

1,111,177

1,087,558

2.13

Bảng 4.7. Tổn thất khu vực Trà My sau khi thực hiện đầu tư cải tạo

TT


Tên đơn

Smax_

vị, xuất

2021

tuyến

Kđt

T/quý

TT

TT

Điện

Pmax

Po

tổn thất

(h)
(kVA)


(kW)

(kW)

28

45

Điện nhận

Điện TP

(kWh)

(kWh)

(kWh)

Tỷ
lệ
(%)

126,026 6,104,304 5,978,278 2.06

1.

471-T44

190


0.47

2,190

1.6

3.17

8,586

326,688

318,102

2.63

2.

472-T44

125

0.36

2,190

1.3

2.64


6,814

215,604

208,790

3.16

3.

471-NTM

64

0.58

2,190 1.383 2.86

8,014

114,368

106,354

7.01

4.

472-NTM


206

0.58

2,190 2.743 3.21

10,493

354,195

343,702

2.96

5.

473-NTM

641

0.53

2,190 4.878 7.70

22,480

1,093,649 1,071,169 2.06

6.


471 - T46

1,699

0.25

2,190

10.0

18.55

46,019

2,882,602 2,836,583 1.60

7.

472 - T46

655

0.64

2,190

6.0

6.96


23,620

1,117,197 1,093,578 2.11

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


22

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
1. Kết luận
- Tổn thất khu vực Trà My cải thiện được qua giải pháp đầu tư
và trong tương lai nếu phụ tải phát triển thêm thì có thể sử dụng giải
pháp bù tối ưu để đảm bảo điện áp và tổn thất.
- Đặt thiết bị bù CSPK là một trong những giải pháp quan
trọng để nâng cao hệ số cosφ và chất lượng điện. Trong số các nguồn
CSPK thì tụ điện tĩnh có ưu thế và kỹ thuật tuy nhiên việc tính tốn
với kết lưới hiện tại thì giải pháp bù là chưa thực hiện được.
2. Kiến nghị
- Các đơn vị Quản lý vận hành cần chú ý xây dựng các giải
pháp cho riêng khu vực mình từ quản lý vận hành, sửa chữa thường
xuyên, kiểm soát kết lưới cơ bản đến đưa ra danh mục đầu tư xây
dựng hàng năm và cũng cần có nghiên cứu đề xuất Cơng ty có giải
pháp tổng thể về đầu tư, về kết lưới toàn tỉnh để đạt mục tiêu giảm
TTĐN chung.
- Đối với lưới điện hạ thế vị trí đặt thiết bị bù CSPK càng xa
nguồn càng có lợi, bù có thể tập trung tại trạm để dễ thay thế và điều
chỉnh dung lượng bù, còn dung lượng bù cố định nên rải dọc theo

đường dây hạ thế.
3. Hướng mở rộng đề tài
- Áp dụng tính tốn bù CSPK và tìm điểm mở tối ưu trên các
mạch vịng kín vận hành hở bằng chương trình PSS/ADEPT cho tất
cả các xuất tuyến trong tồn các Cơng ty Điện lực.
- Áp dụng việc tính tốn bù trung áp cố định kết hợp với bù
hạ áp ứng động để tính toán lại các xuất tuyến hiện nay đang lắp
đặt nhiều tụ bù trung áp. Hạn chế lắp đặt bù trung áp để nâng cao

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


23

chỉ tiêu kinh tế trong vận hành LĐPP, tránh tình trạng bù dư vào
lúc thấp điểm.
- Chương trình cũng có thể tính tốn cho tất cả các phương án
lắp đặt tụ bù khác như: Bù trung áp ứng động, bù hạ áp cố định, bù
kết hợp trung áp ứng động và hạ thế ứng động. vv… Nhưng người
dùng phải lưu ý việc nhập lại suất đầu tư tụ bù và chi phí bảo dưỡng
hàng năm cho phù hợp.
- Các Cơng ty Điện lực có thể áp dụng chương trình để tính
tốn phân tích tài chính dự án lắp đặt tụ bù để tiết kiệm thời gian,
cơng sức phân tích tài chính dự án.

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ