Tài liệu Nghiên cứu và đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối điện lực đơn dương, tỉnh lâm đồng

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 tháng 03 năm 2018. Có thể tìm 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 1 MỞ ĐẦU 1. Lý do chọn đề tài Trong những năm gần đây, do sự phát triển mạnh mẽ của nền kinh tế, tốc độ công nghiệp hoá tăng nhanh, nhu cầu về điện năng ngày càng lớn đòi hỏi ngành Điện phải đi trước một bước để tạo cơ sở cho sự phát triển của nền kinh tế. Để đáp ứng yêu cầu cung cấp điện cho việc đẩy mạnh quy hoạch, chỉnh trang trên địa bàn huyện Đơn Dương (là huyện nông thôn mới đầu tiên trong cả nước) trong những năm qua đã làm cho phụ tải tăng nhanh, lưới điện ngày càng được mở rộng, hiện đại hóa và phức tạp hơn. Ngành Điện tỉnh Lâm Đồng, đặc biệt là Điện lực Đơn Dương phải thực hiện những kế hoạch phát triển nguồn và lưới phù hợp với nhu cầu của phụ tải và cải tạo nâng cấp những khu vực hiện có, đề ra những biện pháp vận hành hiệu quả để nâng cao chất lượng điện, tăng công suất truyền dẫn để có thể đáp ứng ngày càng tốt hơn những đòi hỏi ngày càng cao về sản lượng cũng như chất lượng điện đồng thời tiết kiệm chi phí, giảm tổn thất và nâng cao hiệu quả kinh tế cung cấp và sử dụng điện. Đối với ngành điện, việc sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng phải được vận hành một cách tối ưu nhất, đảm bảo chất lượng, an toàn trong cung cấp điện và giảm tổn thất điện năng đến mức thấp nhất có thể. Thực hiện đạt chỉ tiêu tổn thất điện năng mà cấp trên giao là một áp lực không nhỏ đối với các đơn vị Điện lực hiện nay. Với đặc thù riêng của lưới điện Điện lực Đơn Dương quản lý, cung cấp điện trên địa bàn khá đa dạng, từ thị trấn, thị tứ, nông thôn đến vùng núi cao, dân cư sinh sống thưa thớt nên tổn thất lớn trên lưới điện là điều khó tránh khỏi. 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 ngành điện đề cập tính tổn thất công suất, bù công suất phản kháng, tổn thất điện áp. - Phương pháp thực tiễn: + Tập hợp số liệu do Điện lực Đơn Dương cung cấp (công suất phụ tải, dữ liệu MBA, sơ đồ và thông số đường dây, thiết bị đóng cắt, số lượng và dung lượng các tụ bù, thông số cấu trúc lưới điện huyện Đơn Dương) để tạo sơ đồ và nhập các thông số vào phần mềm PSS/ADEPT. + Xây dựng các chỉ số kinh tế lưới điện cài đặt vào chương trình PSS/ADEPT để đánh giá bù tối ưu CSPK. + Khảo sát thực tế tại lưới điện phân phối do Điện lực Đơn Dương quản lý. + Công cụ tính toán: Tìm hiểu và sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để hỗ trợ thực hiện tính toán tổn thất công suất, tổn thất điện áp, tối ưu hóa vị trị đặt tụ bù (CAPO) và tìm điểm mở tối ưu (TOPO) để lựa chọn phương thức vận hành tối ưu nhất nhằm giảm tổn thất. 5. Đặt tên cho đề tài Căn cứ vào mục đích, đối tượng phạm vi và phương pháp nghiên cứu, đề tài được đặt tên: “Nghiên cứu và đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối Điện lực Đơn Dương, tỉnh Lâm Đồng”. Luận văn gồm các chương sau: Chương 1: 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. 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. CHƯƠNG 3: ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC ĐƠN DƯƠNG 3 Chương 1 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. Mục tiêu tổng quát: Phát huy tiềm năng lợi thế, tăng cường sự đoàn kết và đồng thuận xã hội để xây dựng huyện Đơn Dương có kinh tế - xã hội phát triển đạt mức khá trong vùng; đẩy mạnh thực hiện tái cơ cấu kinh tế, chuyển đổi mô hình tăng trưởng theo hướng kết hợp chiều rộng với chiều sâu; chủ động ứng phó với biến đổi khí hậu, quản lý tài nguyên và bảo vệ môi trường; tập trung khai thác mọi nguồn lực đầu tư xây dựng kết cấu hạ tầng, xây dựng đô thị và nông thôn mới; nâng cao chất lượng nguồn nhân lực, phát triển văn hóa, thực hiện tiến bộ, công bằng xã hội, đảm bảo an sinh xã hội, nâng cao đời sống nhân dân; đảm bảo quốc phòng an ninh, trật tự an toàn xã hội. 4 1.2. Đặc điểm chung của lưới điện phân phối 1.2.1. Về lưới điện 1.2.2. Về phụ tải điện 1.2.2.1. Phân loại phụ tải điện 1.2.2.2. Các đặc trưng của phụ tải điện 1.2.2.3. Yêu cầu của phụ tải đối với hệ thống điện 1.3. Quá trình hình thành, quản lý cung cấp điện và tình hình thực hiện chỉ tiêu tổn thất trong những năm qua trên địa bàn Điện lực Đơn Dương 1.3.1. Quá trình hình thành 1.3.2. Tình hình quản lý cung cấp điện 1.3.2.1. Về nguồn điện Hiện tại toàn bộ khu vực huyện Đơn Dương được cung cấp từ Trạm biến áp (TBA) 110/22kV Đơn Dương với công suất đặt của Máy biến áp (MBA) là 40MVA, thông qua 4 phát tuyến trung thế là: 471, 473, 475, 477. Với tốc độ tăng trưởng phụ tải hiện nay của huyện Đơn Dương là hoàn toàn có thể đáp ứng nguồn cho phụ tải đến cuối năm 2018. 1.3.2.2. Về lưới điện - 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. 5 Tổng số chiều dài đường dây hạ thế là: 376,491km. - Trạm biến áp Số trạm biến áp: 520 trạm, trong đó TSKH 162 trạm, TSĐL 358 trạm. Số máy biến áp: 637 MBA, trong đó TSKH 202 MBA, TSĐL 435 MBA. Dung lượng máy biến áp: 61.017,5kVA, trong đó TSKH 27.770kVA, TSĐL 33.247,5kVA. Tình hình mang tải TBA công cộng trên địa bàn huyện Đơn Dương: + TBA vận hành đầy tải (Từ 90% đến < 100%): 31 trạm + TBA vận hành từ 80% đến < 90%: 45 trạm. + TBA vận hành từ 70% đến < 80%: 108 trạm. + TBA vận hành từ 50% đến < 70%: 132 trạm. + TBA vận hành từ 20% đến <50%: 42 trạm. 1.2.2.1. Về bù công suất phản kháng Bù công suất phản kháng trên lưới điện trung áp có tổng cộng 8 giàn với tổng dung lượng: 2.400 kVAr, phân bổ như sau: + Xuất tuyến 471: Có 02 giàn với tổng dung lượng: 600 kVAr (02 giàn bù ứng động: 471/126/81, 36/47CBT3). + Xuất tuyến 473: Có 02 giàn với tổng dung lượng: 600 kVAr (02 giàn bù ứng động: 473/198/CB3, 473/109/CB6). + Xuất tuyến 475: Có 02 giàn với tổng dung lượng: 600 kVAr (01 giàn bù cố định: 475/35/30CBT3 và 01 giàn bù ứng động: 475/107). Xuất tuyến 477: Có 02 giàn với tổng dung lượng: 600 kVAr (01 giàn bù cố định: 477/89CBT3 và 01 giàn bù ứng động: 126/50/20A). 1.3.3. Tình hình thực hiện chỉ tiêu tổn thất trong những năm qua Tổng hợp các số liệu về tổn thất điện năng của Điện lực Đơn Dương trong giai đoạn từ năm 2015 đến 2016 trong Bảng 1.1, bao gồm chỉ tiêu điện năng nhận, điện năng thương phẩm, điện năng tổn thất và tỷ lệ tổn thất phần trăm. Số liệu chi tiết của các chỉ tiêu nêu trên cho từng năm trong giai đoạn nói trên được lần lượt tổng hợp 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 Nhận xét: Qua số liệu tổng hợp từ 2012-2016 chúng ta có thể nhận thấy một số nội dung cần lưu ý trong công tác giảm tổn thất điện năng: - Tốc độ tăng trưởng phụ tải từ 8-10% liên tục trong những năm qua và có chiều hướng tăng mạnh trong hai năm gần đây. - Tỷ lệ tổn thất điện năng còn tăng giảm thất thường chưa kiểm soát được một cách hiệu quả. Lưới điện vận hành còn phụ thuộc khá nhiều vào thời tiết, tổn thất điện năng tăng cao vào mùa khô hàng năm. Phân tích nguyên nhân gây tổn thất - Về mặt tổ chức, quản lý: Phụ tải sản xuất phát triển nhanh, đặc trưng là dạng phụ tải 1 pha hoạt động theo mùa vụ và không ổn định gây ra tình trạng lệch pha, quá tải dây dẫn,... làm cho tổn thất kỹ thuật tăng. Trong khi đó việc xử lý gặp rất nhiều khó khăn do sự thay đổi của phụ tải. Phụ tải cấp điện phục vụ sản xuất rau ngắn ngày phát triển mạnh (hiện nay sản lượng rau sản xuất ở Lâm Đồng cung cấp cho thị trường trong nước thì Đơn Dương là địa bàn cung cấp chính), đây là phụ tải 1 pha hoạt động theo mùa vụ và do ảnh hưởng giá cả thị trường của các mặt hàng nông sản. Đặc trưng của dạng phụ tải này là không sử dụng điện liên tục nhưng tại một số thời điểm lại phát triển ồ ạt nên gây ra tình trạng đầy tải cục bộ đường dây trung hạ thế, sụt áp cuối nguồn cao, lệch pha, gây khó khăn trong công tác quản lý vận hành. Huyện Đơn Dương có nhiều đồng bào dân tộc ít người sinh sống, mỗi làng, bản có đời sống văn hóa, sinh hoạt khác nhau. Chủ trương của Nhà nước, địa phương và ngành điện là đưa điện đến 100% hộ dân trên địa bàn, năm 2014 Điện lực Đơn Dương đã thực hiện được việc đưa điện đến 100% số thôn có điện trên địa bàn huyện và trên 98,5% số hộ dân có điện. Do đó, việc này ảnh hưởng không nhỏ đến công tác quản lý, theo dõi thu ghi điện. Tình trạng tổn thất do vận hành non tải thường xuyên xảy ra ở các địa bàn này. Phương án vận hành chưa hợp lý do quá tải dây dẫn đường trục phải thực hiện việc chuyển lưới, lưới điện còn nhiều khiếm khuyết chưa được xử lý kịp thời nhất là lưới điện hạ áp. 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 kỳ, phúc tra chỉ số khách hàng, …). Thời gian thực hiện nhiệm vụ chuyên môn không nhiều làm ảnh hưởng đến chất lượng kiểm tra, giám sát và đề xuất giải pháp hạn chế thất thoát điện năng khâu kinh doanh. Lực lượng đại lý thu, ghi điện mặc dù đã được đào tạo nghiệp vụ hàng năm nhưng số lượng đáp ứng yêu cầu khá hạn chế ảnh hưởng đến các công tác như: Phát hiện khách hàng vi phạm sử dụng điện; Ghi sai chỉ số công tơ, ghi sai khách hàng từ trạm khác. - Về mặt kỹ thuật: + Ảnh hưởng của đặc thù địa bàn quản lý Huyện Đơn Dương nói riêng và tỉnh Lâm Đồng nói chung, lưới điện chủ yếu được kéo qua vùng đồi núi, một số nơi đường dây trung thế phải xây dựng trên sườn núi toàn đá cuội bên dưới, việc xây dựng đường dây vận hành an toàn, đảm bảo cung cấp điện rất khó khăn, đặc biệt vào mùa khô khu vực này tiếp địa lặp lại của đường dây không làm việc (lưới trung thế 3 pha, 4 dây) gây tổn thất điện năng trên dây trung tính. Việc cấp điện cho vùng sâu, vùng xa, vùng đồng bào dân tộc thiểu số mang tính xã hội là chính, những nhánh rẽ (01 pha, 03 pha) được xây dựng trên 10km đường dây trung thế nhưng chỉ cấp điện cho 20-30 khách hàng dùng điện, tình trạng non tải MBA, đường dây, công tơ thường xuyên xảy ra. Tình trạng quá tải, non tải cục bộ xảy ra liên tục đối với khu vực trồng rau màu ngắn ngày. Các hộ nông dân tăng cường tưới rau màu khi có giá thu mua cao và ngưng sản xuất khi giá cả thấp hơn giá thành sản xuất (phụ thuộc hoàn toàn vào giá cả thị trường và đầu ra của mặt hàng đang được canh tác). + Ảnh hưởng của phương thức vận hành Vị trí của trạm 110kV Đơn Dương không nằm ở trung tâm phụ tải của huyện, hiện nay tuyến 471 chiếm 26,00% công suất giờ cao điểm (6,7MW), với bán kính cấp điện 20,167km; tuyến 477 chiếm 51,09% công suất giờ cao điểm (6,6MW), với bán kính cấp điện 24,700km; tuyến 475 chiếm 25,90% công suất giờ cao điểm (6,49MW), với bán kính cấp điện 10,026km; tuyến 473 chiếm 21,21% công suất giờ cao điểm (4,97MW), với bán kính cấp điện 25,522km. 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 2.3.1. Tổn thất điện năng trên đường dây 2.3.2. Tổn thất điện năng trong máy biến áp 2.4. Một số giải pháp giảm tổn thất trên lưới phân phối đang áp dụng tại các Điện lực hiện nay 2.5. Bù công suất phản kháng trong lưới điện phân phối 2.5.1. Công suất phản kháng 2.5.2. Các phương pháp bù 2.5.2.1. Bù song song (Bù ngang) 2.5.2.2. Bù nối tiếp (Bù dọc) 2.5.3. Phương thức bù công suất phản kháng 2.5.4. Phân tích ảnh hưởng của tụ bù đến tổn thất công suất tác dụng và tổn thất điện năng của lưới phân phối trong các trường hợp đơn giản nhất 2.5.4.1. Lưới phân phối có một phụ tải 2.5.4.2. Lưới điện phân phối có phụ tải phân bố đều trên trục chính 2.6. Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT 2.6.1. Các chức năng ứng dụng: 9 2.6.2. Các phân hệ của PSS/ADEPT Nhiều module tính toán trong hệ thống điện sau khi cài đặt chương trình bao gồm: - Bài toán phân bố công suất (Load Flow): phân tích và tính toán điện áp, dòng điện, công suất trên từng nhánh và từng phụ tải cụ thể. - Bài toán tính ngắn mạch (All Fault): tính toán ngắn mạch tại tất cả các nút trên lưới bao gồm các loại ngắn mạch như ngắn mạch 1 pha, 2 pha và 3 pha. - Bài toán TOPO (Tie Open Point Optimization) phân tích điểm mở tối ưu: tìm ra những điểm có tổn thất nhỏ nhất trên lưới và đó là chính là điểm mở lưới trong mạng vòng 3 pha. - 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 Trong khuôn khổ của luận văn, tác giả chỉ sử dụng 3 chức năng của phần mềm PSS/ADEPT để tính toán và phân tích lưới điện. Đó là: - Tính toán về phân bố công suất Load Flow - Tối ưu hóa việc lắp đặt tụ bù (CAPO) - Tính toán điểm mở tối ưu (TOPO) Dưới đây sẽ trình bày 3 chức năng kể trên 2.6.4. Tính toán về phân bố công suất 2.6.5. Phương pháp tính tối ưu hóa việc lắp đặt tụ bù của phần mềm PSS/ADEPT 2.6.6. Tối ưu hóa điểm mở tối ưu (TOPO) của phần mềm PSS/ADEPT 5.0 11 CHƯƠNG 3 ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC ĐƠN DƯƠNG 3.1. Xây dựng đồ thị phụ tải cho các xuất tuyến trung áp Đồ thị phụ tải đặc trưng hay còn gọi là đồ thị phụ tải mẫu được hiểu là đồ thị phụ tải biểu thị đặc điểm biến đổi chung của phụ tải trong khoảng thời gian ngày đêm, phản ánh đầy đủ các tính chất của nhóm tiêu thụ điện mà nó đại điện. Đồ thị biểu diễn sự biến thiên của phụ tải trong khoảng thời gian ngày đêm gọi là đồ thị phụ tải hàng ngày. Đây là dạng đồ thị phụ tải cơ bản nhất vì thông qua đó có thể xây dựng được đồ thị phụ tải hàng tháng, hàng năm v.v. Đồ thị phụ tải đặc trưng cho phép xác định một cách chính xác và tin cậy các tham số về chế độ làm việc của mạng điện. Để xây dựng được đồ thị phụ tải ngày điển hình của từng xuất tuyến trung áp, ta lấy số liệu từ công tơ của từng xuất tuyến, số liệu được ghi lại 24 lần trong 01 ngày ứng với 24h khác nhau, thời gian chọn là trong 10 ngày điển hình của tháng (chọn từ ngày 10 đến ngày 20 của mỗi tháng), và chọn của 3 tháng cao điểm mùa khô là tháng 02, tháng 3 và tháng 4. Sau khi thu thập các số liệu trên từ công tơ, lấy trung bình 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 1.2 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Hình 3.6 Đồ thị phụ tải tương đối 3.2. Sử dụng chương trình PSS/Adept để tính toán lắp đặt bù tối ưu 3.2.1 Mô phỏng lưới điện thực tế trên chương trình PSS/Adept Bảng 3.1: Thông số hiện trạng của các xuất tuyến khu vực Điện lực Đơn Dương STT Xuất tuyến Thông Số P(kW) Q(kVAr) ∆P (kW) ∆P% ∆Q (kVAr) ∆Q% 01 471 3791.98 1389.77 96.7531 2.5515 29.0766 2.0922 02 473 2718.78 492.29 44.7198 1.6448 22.3048 4.5308 03 475 4052.90 506.00 56.2776 1.3886 52.2209 10.3203 04 477 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 ưu (CAPO) hoặc điểm mở tối ưu (TOPO), hiện nay khi tính toán, chỉ giả định số liệu hoặc tính toán sơ bộ, không chính xác và thiếu thống nhất trong toàn ngành điện. Do đó cần phải thu thập số liệu để tính toán các chỉ số kinh tế, cài đặt vào chương trình. Đây là các chỉ số quan trọng, quyết định rất lớn đến kết quả tính toán của chương trình. Để thiết lập các thông số phân tích kinh tế cho bài toán tối ưu hoá vị trí đặt bù,từ Menu chính của màn hình chọn Network>Economics. Bảng các thông số kinh tế sẽ hiện ra trên màn hình: Bảng 3.2: Định nghĩa các chỉ số kinh tế trong PSS/ADEPT - Giá điện năng tiêu thụ 1kWh - Giá điện năng phản kháng tiêu thụ kVArh - Giá tiền phải trả cho 1kWh điện năng tiêu thụ. - Giá tiền phải trả cho 1kVArh điện năng phản kháng tiêu thụ. - Giá tiền phải trả cho 1kW công suất tác dụng - Giá công suất tác dụng lắp lắp đặt nhà máy điện (suất đầu tư công suất tác đặt nhà máy điện (/kW) dụng nhà máy điện). - Giá CSPK lắp đặt nhà máy - Giá tiền phải trả cho 1kVAr CSPK lắp đặt nhà điện (/kVAr) máy điện (suất đầu tư CSPK nhà máy điện). - Tỷ số hàng năm cần thêm vào để tính đến sự sinh sôi của đồng tiền, dùng để chuyển đổi tiền - Tỷ số chiết khấu (pu/year) về cùng một thời điểm lúc chương trình tính 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 giá bán điện bình quân của khu vực. - Giá điện năng phản kháng tiêu thụ (cQ):Gq = k% x gp (hệ số k tra theo cosφ tại thông tư số 15/2014/TT-BCT với cosφ=0,8 tra được k% = 12,5% x 1700 = 212,5 đ/kWh. Giá trị này (cũng như các giá trị khác) sẽ được đặt là 0 nếu không có giá trị trên thực tế. - Chi phí công suất tác dụng lắp đặt nhà máy điện (dP): là suất đầu tư công suất tác dụng lắp đặt của nhà máy điện, để thay thế tổn hao công suất tác dụng trên hệ thống. Hiện tại CAPO không sử dụng giá trị này. - Chi phí công suất phản kháng lắp đặt nhà máy điện (dQ): tương tự như dP, là suất đầu tư CSPK lắp đặt nhà máy điện để thay thế tổn hao CSPK trên hệ thống. Hiện tại CAPO cũng không sử dụng giá trị này. - Tỷ lệ chiết khấu (r): Đối với việc đầu tư lắp đặt tụ bù trên LĐPP 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. - Tỷ số lạm phát (i): là tỷ số biểu thị sự mất giá của đồng tiền hàng năm. Trong chương trình tỷ số này tính bằng đơn vị tương đối (pu) chứ không phải phần trăm (%). Tỷ số này do Nhà nước công bố hằng năm, theo khuyến cáo của nhà lập trình PTI thì giá trị này trong khoảng 0,02 đến 0,08 cho 1 năm. Đối với Việt Nam chọn i = 0,05. - Thời gian tính toán (N): 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 hoàn vốn). Theo các giáo trình môn học điện thì atc = 0,125 N = 1/atc = 1/0,125= 8. Vậy N = 8 năm. - Giá lắp đặt tụ bù cố định (cF) và tụ bù điều chỉnh (cQ): là suất đầu tư tụ bù cố định và tụ bù điều chỉnh, có đơn vị là đồng/kVAr; Chi phí này bao gồm cả tiền mua vật tư thiết bị, vỏ tủ tụ bù, tiền vận chuyển, tiền công lao động, v.v…, giá trị này cần được tính phù hợp với thực tế của LĐPP hiện nay. Hiện nay trên lưới điện trung áp, dải tụ bù thường được chọn sử dụng là loại tụ bù 3 pha 300kVAr. Công thức tính cụ thể như sau: 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) (2) (3) 01 300 89.400.000 12.000.000 𝑐𝑡𝑏 +𝑐𝑝 +𝑐𝑛𝑐 Vậy suất đầu tư sẽ là: 𝑐𝐹 = = 360.500 đồng Chi phí nhân công lắp đặt Cnc (đồng) (4) 6.750.000 𝑄 Bảng 3.4: Suất đầu tư tụ bù trung áp điều chỉnh Hệ xà đỡ Thiết bị Chi phí Dung Đơn giá tụ LBS và hệ đóng cắt, nhân công S 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 +𝑐 +𝑐 𝑡𝑏 𝑝𝑘 𝑝 𝑛𝑐 Vậy suất đầu tư sẽ là: 𝑐𝑄 = = 635.500 đồng 𝑄 Tuy nhiên trong trường hợp tính toán tối ưu hoá vị trí lắp đặt các tụ bù đã có sẵn trên lưới, ta sẽ bỏ qua các chi phí mua sắm mới tụ bù và thiết bị đóng cắt, bảo vệ, đồng thời, chi phí nhân công sẽ được tính thêm phần nhân công thu hồi thiết bị, phần chi phí này được lấy theo định mức quy định. Suất đầu tư tụ bù trung áp lúc này sẽ là: 16 𝑐𝐹 = 𝑐𝑄 = 𝑐𝑛𝑐 6.750.000 = = 22.500 đồ𝑛𝑔 𝑄 300 𝑐𝑝𝑘 + 𝑐𝑛𝑐 ∗ 𝑘 64.500.000 + 6.750.000 ∗ 1,6 = = 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 Tổng dung lượng (MVAr) 01 471 2 0.6 471/126/81, 36/47CBT3 02 473 2 0.6 473/198/CB3, 473/109/CB6 03 475 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 Vị trí tụ bù ứng động hiện hữu 17 3.2.3.1. Tính toán tối ưu bù công suất phản kháng trên lưới điện trung áp 1. Tối ưu hóa vị trí của những tụ bù có sẵn trên lưới: Trong chương trình PSS/Adept, ta gỡ tất cả các tụ bù hiện có trên lưới. Hiện trạng lưới điện Điện lực Đơn Dương có tổng cộng 08 dàn tụ bù trung áp với tổng dung lượng là 2.4MVAr. Do đó, bước đầu tiên ta sẽ tối ưu hóa vị trí những dàn tụ bù có sẵn. Trên chương trình PSS/Adept vào Analysis>Option>chọn thẻ CAPO và thực hiện nhập dung lượng của một bộ tụ, số lượng bộ tụ cố định. Bảng 3.6 Kết quả vị trí tối ưu lắp đặt tụ bù Xuất Tổng dung STT Vị trí cũ Vị trí mới tuyến lượng(MVAr) 471/126/81, 1 471 0.6 126/130; 126/82 36/47CBT3 473/198/CB3, 2 473 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) ∆Q% 1 471 95.6700 2.5230 27.8100 2.0011 2 473 41.7400 1.5352 15.0500 3.0571 3 475 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 18 Bảng 3.9 Hiệu quả giảm tổn thất sau khi tối ưu hóa vị trí đặt tụ bù Thông số STT Xuất tuyến ∆P trước (kW) ∆Q trước (kVAr) ∆P sau (kW) ∆Q sau (kVAr) Độ lợi P (kW) Độ lợi Q (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 2.9798 7.2548 3 475 56.2776 52.2209 54.8700 48.9400 1.4076 3.2809 4 477 106.9068 122.1279 105.1400 119.0500 1.7668 3.0779 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