Tính toán, đề xuất các giải pháp nhằm tối ưu hiệu quả vận hành lưới điện phân phối điện lực Đức Phổ - tỉnh Quảng Ngãi

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA - NGUYỄN HỒI TÂN TÍNH TỐN, ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NHẰM TỐI ƯU HIỆU QUẢ VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC ĐỨC PHỔ - TỈNH QUẢNG NGÃI Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số: 85.20.20.1 TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN Đà Nẵng, tháng 03 năm 2019 Cơng trình hồn thành TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG Người hướng dẫn khoa học: PGS.TS NGUYỄN HỮU HIẾU Phản biện 1: TS ĐỒN ANH TUẤN Phản biện 2: TS NGUYỄN LƯƠNG MÍNH Luận văn bảo vệ trước Hội đồng chấm luận văn tốt nghiệp thạc sĩ Kỹ thuật điện họp Trường đại học Bách khoa ngày 09 tháng 03 năm 2019 Có thể tìm hiểu luận văn tại: - Trung tâm học liệu, Đại học Đà Nẵng trường Đại học Bách Khoa - Thư viện khoa Điện, trường Đại học Bách Khoa, ĐHĐN MỞ ĐẦU Tính cấp thiết lý chọn đề tài Để thực thành cơng nhiệm vụ cơng nghiệp hóa, đại hóa, địi hỏi phát triển vượt bậc ngành kinh tế, có ngành Điện lực Sự phát triển Điện lực có ảnh hưởng to lớn đến dự phát triển kinh tế Quốc gia Điện năng lượng sử dụng nhiều thiếu lĩnh lực sản xuất đời sống ngày Với ý nghĩa quan trọng đó, Tập đồn Điện lực Việt Nam (EVN) đặt mục tiêu đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện ngày cao, giảm tổn thất điện năng, quản lý vận hành thuận lợi Trong đó, giảm tổn thất điện (TTĐN) có ý nghĩa lớn nâng cao hiệu sản xuất kinh doanh, ra, TTĐN không tiêu kế hoạch thực hàng năm mà tiêu pháp lệnh, nhằm đảm bảo nguồn điện cung cấp phục vụ nhu cầu phát triển kinh tế - xã hội, an ninh quốc phòng, đời sống nhân dân địa bàn Huyện Đức Phổ đường phát triển mạnh kinh tế, phụ tải tang trưởng nhanh, nhiên lưới điện trung áp đầu tư xây dựng từ lâu với cấu trúc lưới điện cơng nghệ cịn nhiều hạn chế, tổn thất điện cao Vì yêu cầu nâng cao chất lượng điện giảm tổn thất điện trở nên cấp bách, tạo sở để Điện lực Đức Phổ hoàn thành tiêu đề thực tốt chức nhiệm vụ mình, tơi chọn đề tài “Tính tốn, đề xuất giải pháp nhằm tối ưu hiệu vận hành lưới điện phân phối Điện lực Đức Phổ - tỉnh Quảng Ngãi ” Mục tiêu nghiên cứu - Đề tài tính tốn đánh giá tiêu tổn thất điện Công ty Điện lực Quảng Ngãi giao cho Điện lực Đức Phổ - Từ số liệu thực tế, phân tích đề giải pháp để giảm tổn thất điện lưới điện phân phối huyện Đức Phổ Đối tượng phạm vi nghiên cứu - Đối tượng nghiên cứu đề tài: Lưới điện trung áp khu vực Đức Phổ - Phạm vi nghiên cứu: Hiện trạng tổn thất lưới điện trung áp huyện Đức Phổ, từ đề giải pháp để giảm tổn thất điện năng, đem lại hiệu kỹ thuật kinh tế Phương pháp nghiên cứu Sử dụng phương pháp nghiên cứu lý thuyết thực tiễn: - Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: nghiên cứu tài liệu sách báo, giáo trình, tạp chí, 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 Điện lực Đức Phổ cung cấp (công suất phụ tải, liệu MBA, sơ đồ thông số đường dây, thiết bị đóng cắt, số lượng dung lượng tụ bù, xây dựng file từ điển liệu thông số cấu trúc lưới điện huyện Đức Phổ) để tạo sơ đồ nhập thông số vào phần mềm PSS/ADEPT + Xây dựng số kinh tế lưới điện cài đặt vào chương trình PSS/ADEPT để đánh giá bù tối ưu CSPK + Khảo sát thực tế lưới điện phân phối Điện lực Đức Phổ quản lý + Cơng cụ tính tốn: Tìm hiểu sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để hỗ trợ thực tính tốn tổn thất cơng suất, tổn thất điện áp, tối ưu hóa vị trị đặt tụ bù (CAPO) tìm điểm mở tối ưu (TOPO) để lựa chọn phương thức vận hành tối ưu nhằm giảm tổn thất Tên bố cục đề tài Căn vào mục tiêu, nhiệm vụ nghiên cứu đề tài đặt tên là: “TÍNH TỐN, ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NHẰM TỐI ƯU HIỆU QUẢ VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC ĐỨC PHỔ - TỈNH QUẢNG NGÃI” Luận văn gồm chương sau: Chương 1: GIỚI THIỆU ĐẶC ĐIỂM CHUNG VÀ HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN ĐỨC PHỔ Chương 2: VẤN ĐỀ TỔN THẤT ĐIÊN NĂNG, TỐI ƯU HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ GIỚI THIỆU PHẦN MỀM PSS/ADEPT DÙNG TRONG TÍNH TỐN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI Chương 3: ĐỀ XUẤT PHƯƠNG PHÁP VẬN HÀNH TỐI ƯU LƯỚI ĐIỆN CHƯƠNG GIỚI THIỆU ĐẶC ĐIỂM CHUNG VÀ HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN ĐỨC PHỔ 1.1 Đặc điểm chung 1.1.1 Vị trí địa lý, đặc điểm, tính chất địa phương Huyện Đức Phổ huyện đồng ven biển phía Nam, thuộc tỉnh Quảng Ngãi, trải dài theo bờ biển phía nam tỉnh Quảng Ngãi, có trục giao thơng Quốc lộ đường sắt Thống Nhất chạy qua, tọa độ từ 14°48′18″ độ Vĩ Bắc từ 108°57′9″ độ Kinh Đông Đức Phổ có tổng diện tích đất tự nhiên 37.276 Rừng có diện tích lớn, động thực vật, lâm sản phong phú Đức Phổ có bờ biển dài 40km, có cửa biển Mỹ Á Sa Huỳnh, đầu mối giao thông đường thủy tụ điểm nghề cá, đánh bắt nuôi trồng hải sản Ngư nghiệp xưa xem mạnh huyện 1.1.2 Hiện trạng kinh tế xã hội 1.1.3 Thực trạng phát triển sở hạ tầng 1.2 Phương hướng phát triển kinh tế, xã hội 1.2.1 Phương hướng mục tiêu tổng quát Tập trung phát triển thủy sản trở thành ngành kinh tế chủ lực huyện, gắn kết chặt chẽ khai thác, nuôi trồng, chế biến, tiêu thụ sản phẩm với phát triển dịch vụ nghề cá, bảo vệ nguồn lợi thủy sản, bảo vệ môi trường Phát triển thương mại, dịch vụ theo hướng mở rộng quy mơ, đa dạng hóa loại hình nâng cao chất lượng phục vụ Xây dựng đồng kết cấu hạ tầng kinh tế - xã hội, phát triển huyện Đức Phổ trở thành thị xã trực thuộc tỉnh 1.2.2 Các tiêu chủ yếu giai đoạn 2016-2020 1.3 Tổng quan hệ thống lưới điện huyện Đức Phổ 1.3.1 Nguồn lưới điện phân phối Điện lực Đức Phổ, trực thuộc Công ty Điện lực Quảng Ngãi, có nhiệm vụ quản lý vận hành lưới điện phân phối kinh doanh điện theo phân cấp địa bàn huyện Đức Phổ bao gồm 14 xã thị trấn; khối lượng quản lý tương đối lớn Nguồn điện cấp cho lưới điện phân phối huyện Đức Phổ chủ yếu lấy từ nguồn trạm 110kV E16.2 trạm 110kV E16.4 Lưới điện phân phối huyện Đức Phổ gồm có 06 tuyến trung áp 22kV với tổng số khách hàng sử dụng điện 62.941 khách hàng Một số thông số khối lượng quản lý lưới điện sau: Bảng 1.1 Khối lượng quản lý lưới điện Điện lực Đức Phổ Khu vực Huyện Đức Phổ Đường dây trung áp (km) Đường dây hạ áp (km) 306,68 414,54 Dung lượng bù (kVAr) 2400 Trạm biến áp Recloser LBS (máy) (máy) Số Trạm Tổng dung lượng (kVA) 5 337 56277 1.3.2 Tình hình cấp điện lưới điện phân phối Điện lực Đức Phổ  Khối lượng quản lý: - Xuất tuyến 471E16.4 có chiều dài 79,46 km, có 84 trạm biến áp (22/0.4kV) - Xuất tuyến 473E16.4 có chiều dài 32,42 km, có 39 trạm biến áp (22/0.4kV) - Xuất tuyến 475E16.4 có chiều dài 10,59 km, có 15 trạm biến áp (22/0.4kV) - Xuất tuyến 477E16.4 có chiều dài 71,45 km, có 63 trạm biến áp (22/0.4kV) - Xuất tuyến 476E16.2 có chiều dài 47,97 km, có 62 trạm biến áp (22/0.4kV) - Xuất tuyến 478E16.2 có chiều dài 59,91 km, có 78 trạm biến áp (22/0.4kV)  Mô tả liên lạc phân đoạn xuất tuyến: - Liên lạc xuất tuyến (các vị trí thường mở): LL TT Đức Phổ, LL Phổ Minh, LL Phổ Thuận, LL T4 - Phân đoạn xuất tuyến (các vị trí thường đóng): PĐ Phổ Khánh, PĐ Phổ Cường, PĐ TT Đức Phổ, PĐ Phổ Ninh, PĐ Phổ Nhơn 1, PĐ Phổ Nhơn 2, PĐ Phổ Văn 1, PĐ Phổ Văn 2, PĐ Phổ Thuận, PĐ Phổ Phong, PĐ Phổ Phong 2, PĐ Phổ Phong 3, PĐ LL TT Đức Phổ Bảng Mô tả liên lạc phân đoạn xuất tuyến Liên lạc XT TT Tên XT Vị trí LL XT 471/110kV Đức Phổ Cột 15 LL TT Đức Phổ - XT Phân đoạn XT Thiết XT bị LL LL XT 477/110kV Đức Phổ DCPT Vị trí PĐ Cột 75 PĐ Phổ Khánh – XT TBĐC RC Ghi Liên lạc XT TT Tên XT Vị trí LL Phân đoạn XT Thiết XT bị LL LL Vị trí PĐ 477/110kV Đức 471/110kV Đức Phổ Phổ TBĐC Cột 134 PĐ Phổ Cường – XT 471/110kV Đức FCO Phổ Cột 15 LL TT Đức Phổ - XT 477/110kV Đức Phổ Cột 95 LL Phổ Minh - XT XT 476/110kV Mộ 477/110kV Đức Đức Phổ Cột 152 PĐ TT XT 471/110kV DCPT Đức Phổ XT XT 478/110kV 478/110kV Mộ Đức Mộ Đức RC Cột 204 PĐ Phổ LTD Mộ Đức Cột 112 LL T4 - 477/110kV Đức Phổ XT 476/110kV Đức Phổ - XT Ninh – XT 477/110kV Đức FCO Phổ Cột 236 PĐ Phổ DCPT Nhơn – XT 477/110kV Đức DCPT Phổ Cột 265 PĐ Phổ Nhơn – XT 477/110kV Đức FCO Phổ Cột 95 LL Phổ Minh - XT XT 476/110kV Mộ Đức 476/110kV Mộ Đức Cột 28/7 LL Phổ Thuận XT 476/110kV Mộ Đức Cột 28/7 LL Phổ XT Thuận - XT 478/110kV 476/110kV Mộ Mộ Đức Đức Cột 61 PĐ Phổ XT 477/110kV LTD Đức Phổ DCPT Văn – XT 476/110kV Mộ DCPT Đức Cột 47 PĐ Phổ XT Mộ Đức RC Cột 71 PĐ Phổ Mộ Đức 476/110kV 476/110kV Mộ Đức XT 478/110kV Văn – XT DCPT Thuận – XT 478/110kV Mộ Đức RC Ghi Liên lạc XT TT Tên XT Vị trí LL Cột 112 LL T4 - 10 XT 478/E16.2 Phân đoạn XT Thiết XT bị LL LL TBĐC Cột 90 PĐ Phổ XT 477/110kV Vị trí PĐ Ghi DCPT Đức Phổ Phong – XT RC 478/110kV Mộ Đức` Cột 117 PĐ Phổ Phong – XT 11 478/110kV Mộ LBFCO Đức Cột 152 PĐ Phổ Phong – XT 12 478/110kV Mộ FCO Đức Cột 102 LL PĐ Đức Phổ XT 13 478/110kV Mộ LTD Đức  Phương thức vận hành lưới điện tại: 1.3.3 Phụ tải điện khu vực huyện Đức Phổ Phụ tải sinh hoạt dịch vụ công cộng Phụ tải sản xuất Phụ tải điện nơng thơn, miền núi 1.4 Tình hình tổn thất điện Điện lực Đức Phổ Tình hình thực TTĐN năm 2017 Điện lực Đức Phổ:  TTĐN chung toàn điện lực: Bảng 1.3 TTĐN chung toàn Điện lực Đức Phổ Năm 2016 2017 So với kỳ TTĐN (%) 7,97% 7,54% -0,43% Nhìn chung, TTĐN lưới điện trung áp 22kV năm 2017 giảm nhẹ (-0,43%) so với mức bình quân kỳ năm 2016 mức cao Các xuất tuyến thay đổi kết lưới thường xuyên xuất tuyến thời gian qua hệ thống đo đếm ranh giới chưa hoàn thiện nên việc theo dõi TTĐN liên tục xuất tuyến chưa thật sát thực tế, khó so sánh giai đoạn Một số tiêu chí sản xuất kinh doanh khác sau: Bảng 1.4 Chỉ tiêu sản xuất kinh doanh Nội dung –Tiêu chí thực Năm 2016 Năm 2017 Tăng/giảm Tổng sản lượng điện nhận (106kWh) 94,331 91,385 - 2,946 Tổng sản lượng điện TP (106kWh) 85,694 87,021 + 1,327 Điện tổn thất (106kWh) 2,749 4,486 - 1,632 Tỉ lệ TTĐN chung (%) 7,97 7,54 - 0,43% Tỉ lệ TTĐN trung áp (%) 2,91 3,16 + 0,25% Tỉ lệ TTĐN hạ áp (%) 5,63 4,38 - 1,25% STT 1.5 Kết luận chương 1: Hiện phần lớn phụ tải cơng nghiệp Điện lực Đức Phổ có phụ tải tập trung chủ yếu khu vực thị trấn Đức Phổ, xã khác thuộc địa phận huyện chủ yếu phụ tải sinh hoạt Chiều dài đường dây lớn, tổn thất điện áp trung cao cần có giải pháp để giảm tổn thất cho lưới điện huyện Đức Phổ Hiện lưới điện phân phối Điện lực Đức Phổ có chênh lệch lớn phụ tải cực đại cực tiểu Vì việc tính tốn vị trí lắp đặt tụ bù cần thiết Các chương tiến hành khảo sát, tính tốn đưa giải pháp để vận hành tối ưu lưới điện Điện lực Đức Phổ CHƯƠNG VẤN ĐỀ TỔN THẤT ĐIÊN NĂNG, TỐI ƯU HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ GIỚI THIỆU PHẦN MỀM PSS/ADEPT 2.1 Vấn đề chung liên quan đến tổn thất cung cấp điện 2.1.1 Tổn thất điện áp 2.1.2 Tổn thất phi kỹ thuật 2.2 Tổn thất kỹ thuật 2.3 Cơ sở lý thuyết tái cấu trúc lưới phân phối 2.2.1 Tái cấu trúc ? 2.2.2 Tái cấu trúc lưới phân phối 2.4 Một số biện pháp giảm TTĐN áp dụng Điện lực Đức Phổ 2.3.1 Các biện pháp kỹ thuật 2.3.2 Các biện pháp kinh doanh Công tác quản lý, theo dõi điện sử dụng khách hàng: Công tác theo dõi thay công tơ định kỳ: 2.5 Vấn đề bù công suất phản kháng để giảm TTĐN 2.4.1 Vấn đề chung bù công suất phản kháng 2.4.2 Các phương thức bù công suất phản kháng lưới điện phân phối 2.6 Giới thiệu phần mềm PSS/Adept dùng tính tốn lưới điện phân phối 2.5.1 Khái qt chung 2.5.2 Trình tự thực ứng dụng phần mền để tính tốn lưới điện phân phối 2.5.3 Tính tốn phân bố công suất – Load Flow Calculation 2.5.4 Tính tốn bù cơng suất tối ưu – CAPO Analysis 2.5.5 Thiết lập thông số kinh tế lưới điện cho Capo 2.5.6 Cách PSS/ADEPT tính vấn đề kinh tế CAPO 2.5.7 Cách PSS/ADEPT chọn vị trí bù tối ưu 2.5.8 Tính tốn tìm điểm mở tối ưu – TOPO Analysis 2.5.9 Thiết lập thông số kinh tế cho toán TOPO 2.5.10 Đặt tùy chọn cho toán TOPO 2.7 Kết luận chương 2: 10 Bảng Phụ tải xuất tuyến trung áp theo ba nhóm Cơng suất phụ tải trung bình (MW) STT Xuất tuyến 10 471-E16.4 473-E16.4 475-E16.4 477-E16.4 476-E16.2 478-E16.2 ĐL Đức Phổ Cao điểm Trung bình Thấp điểm 2,75 1,45 1,72 2,67 4,05 2,87 15,51 2,35 1,23 1,68 2,67 3,78 2,16 13,86 2,05 1,16 1,46 1,60 3,86 2,11 12,25 Hình 4: Đồ thị phụ tải trung bình theo nhóm Trên sở số liệu xử lý thống kê biểu diễn mối quan hệ phụ tải thời gian hệ trục tọa độ có tính chất tương tự với trục tung phụ tải trục hoành thời gian ta nhận đồ thị phụ tải ngày Tuy nhiên, chương trình PSS/Adept, việc nhập đồ thị phụ tải vào chương trình thực tỷ lệ cơng suất theo nhóm tỷ lệ thời gian nhóm ngày Để làm điều đó, đồ thị phụ tải cần chuyển sang hệ đơn vị tương đối Ta chọn công suất giá trị trung bình phụ tải PTB Phụ tải thứ i hệ đơn vị tương đối là: Pi *  Pi PTB 11 Hình 3.5: Đồ thị phụ tải tương đối 3.2 Sử dụng chương trình PSS/Adept để tính tốn lắp đặt bù tối ưu 3.2.1 Mô lưới điện thực tế chương trình PSS/Adept Bảng 3.2: Thơng số trạng xuất tuyến khu vực huyện Đức Phổ STT Xuất tuyến 01 02 03 04 05 06 471E16.4 473E16.4 475E16.4 477E16.4 478E16.2 478E16.2 Thông Số P(kW) Q(kVAr) 3,80 1,92 1,86 3,15 6,86 4,16 1,38 0,73 0,66 1,11 2,42 1,47 3.2.2 Thiết lập thơng số phục vụ tồn bù kinh tế cho xuất tuyến lưới điện phân phối huyện Đức Phổ Trong chương trình PSS/ADEPT chưa có số kinh tế để tính tốn bù tối ưu (CAPO) điểm mở tối ưu (TOPO), tính tốn, giả định số liệu tính tốn sơ bộ, khơng xác thiếu thống tồn ngành Do cần phải thu thập số liệu để tính tốn số kinh tế, cài đặt vào chương trình Cần phải cài đặt đầy đủ số kinh tế vào bảng trước tính tốn bù tối ưu Các số kinh tế xây dựng sau: 12 - Giá điện tiêu thụ (cP): tính đơn vị /kWh Ở Mỹ thường sử dụng đơn vị tiền tệ dollar, nhiên PSS/ADEPT CAPO không bắt buộc đơn vị tiền tệ phải sử dụng, sử dụng đơn vị tiền tệ đảm bảo tính quán biến số Khi tính tốn LĐPP Việt Nam thường sử dụng tiền đồng Việt Nam tính tốn sau: việc lắp đặt tụ bù phía 22kV hay phía 0,4kV nhằm mục đích giảm tổn thất P LĐPP, giá điện tác dụng tổn thất lắp đặt bù lấy chung giá giá bán điện bình quân khu vực - Giá điện phản kháng tiêu thụ (cQ):Gq = k% x gp (hệ số k tra theo cosφ thông tư số 15/2014/TT-BCT với cosφ=0,8 tra k% = 12,5% x 1700 = 212,5 đ/kWh Giá trị (cũng giá trị khác) đặt khơng có giá trị thực tế - Chi phí cơng suất tác dụng lắp đặt nhà máy điện (dP): suất đầu tư công suất tác dụng lắp đặt nhà máy điện, để thay tổn hao công suất tác dụng hệ thống Hiện CAPO không sử dụng giá trị - Chi phí cơng suất phản kháng lắp đặt nhà máy điện (dQ): tương tự dP, suất đầu tư CSPK lắp đặt nhà máy điện để thay tổn hao CSPK hệ thống Hiện CAPO không sử dụng giá trị - Tỷ lệ chiết khấu (r): Đối với việc đầu tư lắp đặt tụ bù LĐPP miền Trung nay, thường sử dụng nguồn vốn vay thương mại Do chọn tỷ lệ chiết khấu r lãi suất bình quân ngân hàng thương mại 12 % Vậy r = 0.12 - Tỷ số lạm phát (i): tỷ số biểu thị giá đồng tiền hàng năm Trong chương trình tỷ số tính đơn vị tương đối (pu) phần trăm (%) Tỷ số Nhà nước công bố năm, theo khuyến cáo nhà lập trình PTI giá trị khoảng 0,02 đến 0,08 cho năm Đối với Việt Nam chọn i = 0,05 - Thời gian tính tốn (N): khoảng thời gian mà tiền tiết kiệm từ việc lắp tụ bù với tiền lắp đặt bảo trì tụ bù (nghĩa thời gian hồn vốn) Theo giáo trình mơn học điện atc = 0,125  N = 1/atc = 1/0,125= Vậy N = năm - Giá lắp đặt tụ bù cố định (cF) tụ bù điều chỉnh (cQ): suất đầu tư tụ bù cố định tụ bù điều chỉnh, có đơn vị đồng/kVAr; Chi phí bao gồm tiền mua vật tư thiết bị, vỏ tủ tụ bù, tiền vận chuyển, tiền công lao động, v.v…, giá trị cần tính phù hợp với thực tế LĐPP miền Trung Hiện lưới điện trung áp, dải bụ bù thường chọn sử dụng loại tụ bù pha 300kVAr Cơng thức tính cụ thể sau: 𝑐𝑡𝑏 + 𝑐𝑝 + 𝑐𝑛𝑐 𝑐𝐹 = 𝑄 𝑐𝑡𝑏 + 𝑐𝑝𝑘 + 𝑐𝑝 + 𝑐𝑛𝑐 𝑐𝑄 = 𝑄 Trong đó: 13 Ctb : đơn giá mua sắm tụ bù trung áp pha 300kVAr; Cp : Là chi phí mua sắm thiết bị đóng cắt bảo vệ; Cnc: Là chi phí nhân cơng lắp đặt tụ bù Cpk : Là chi phí cho hệ thống điều khiển phụ kiện khác; Q : Là dung lượng 01 cụm tụ bù, 300kVAr Bảng 3: Suất đầu tư tụ bù trung áp cố định Stt Dung lượng Q (kVAr) (1) 01 300 Vậy suất đầu tư là: Đơn giá tụ bù Ctb (đồng) Thiết bị đóng cắt, bảo vệ (FCO) Cp (đồng) (3) 12.000.000 (2) 89.400.000 𝑐𝐹 = 𝑐𝑡𝑏 +𝑐𝑝 +𝑐𝑛𝑐 𝑄 Chi phí nhân cơng lắp đặt Cnc (đồng) (4) 6.750.000 = 360.500 đồng Bảng 4: Suất đầu tư tụ bù trung áp điều chỉnh Stt Dung lượng Q (kVAr) Đơn giá tụ bù Ctb (đồng) (1) (2) 01 300 89.400.000 Vậy suất đầu tư là: Hệ xà đỡ LBS Thiết bị Chi phí nhân hệ thống đóng cắt, bảo công lắp đặt điều kiển vệ (LBS) Cnc (đồng) Cpk (đồng) Cp (đồng) (3) (4) (5) 64.500.000 30.000.000 6.750.000 𝑐𝑄 = 𝑐𝑡𝑏 +𝑐𝑝𝑘 +𝑐𝑝 +𝑐𝑛𝑐 𝑄 = 635.500 đồng Tuy nhiên trường hợp tính tốn tối ưu hố vị trí lắp đặt tụ bù có sẵn lưới, ta bỏ qua chi phí mua sắm tụ bù thiết bị đóng cắt, bảo vệ, đồng thời, chi phí nhân cơng tính thêm phần nhân công thu hồi thiết bị, phần chi phí lấy theo định mức quy định Suất đầu tư tụ bù trung áp lúc là: 𝑐𝑛𝑐 6.750.000 𝑐𝐹 = = = 22.500 đồ𝑛𝑔 𝑄 300 𝑐𝑝𝑘 + 𝑐𝑛𝑐 ∗ 𝑘 64.500.000 + 6.750.000 ∗ 1,6 𝑐𝑄 = = = 251.000 đồ𝑛𝑔 𝑄 300 - Tỷ giá bảo trì tụ bù cố định (mF) tụ bù điều chỉnh (mS): tiền để trì hoạt động tụ bù cố định tụ bù điều chỉnh hàng năm Tỷ giá tính đồng/kVAr.năm Theo quy định ngành điện Việt Nam chi phí năm 5% nguyên giá tài sản cố định trạm bù 14 - 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 3.2.3 Tính tốn tối ưu tụ bù lưới điện phân phối Dung lượng tụ bù lắp đặt lưới điện phân phối huyện Đức Phổ cụ thể theo bảng sau: Bảng 5: Hiện trạng bù trung áp lưới điện huyện Đức Phổ STT Xuất tuyến 471-E16.4 473-E16.4 475-E16.4 477-E16.4 476-E16.2 478-E16.2 TỔNG Số cụm bù TA 1 1 2 Tổng dung lượng (MVAr) 0,3 0,3 0,3 0,3 0,6 0,6 2,4 Tổn thất công suất lưới điện huyện Đức Phổ phương thức vận hành tại, chưa tối ưu tụ bù thể bảng sau: Bảng 7: Hiện trạng tổn thất công suất lưới điện huyện Đức Phổ TỔNG TOÀN ĐIÊN LỰC ĐỨC PHỔ ∆P (kW) 488,051 ∆Q (kW) 849,257 3.2.3.1 Tính tốn tối ưu bù công suất phản kháng lưới điện trung áp Trong chương trình PSS/Adept, ta gỡ tất tụ bù có lưới Hiện trạng lưới điện huyện Đức Phổ có tổng cộng 08 dàn tụ bù trung áp với tổng dung lượng 2,4 MVAr, đó, bước ta tối ưu hóa vị trí dàn tụ bù có sẵn Trên chương trình PSS/Adept vào Analysis>Option>chọn thẻ CAPO thực nhập dung lượng tụ, số lượng tụ cố định Dung lượng tụ lấy theo thực tế vận hành 300kVAr chọn số lượng tụ bù cố định 08, số có lưới điện huyện Đức Phổ Tiến hành chạy CAPO cho tất xuất tuyến trung áp huyện Đức Phổ, ta thấy tất 08 cụm tụ bù trung áp ban đầu gắn vào lưới Lúc này, kết lắp đặt tụ bù theo xuất tuyến thể cụ thể theo bảng 3.8 15 Bảng Kết lắp đặt tụ bù theo xuất tuyến STT Xuất tuyến 471-E16.4 473-E16.4 475-E16.4 477-E16.4 476-E16.2 478-E16.2 TỔNG Tổng dung lượng (MVAr) 0,3 0,3 0,3 0,9 0,6 2,4 Vị trí lắp đặt NODE3567 NODE3788 NODE4 NODE70; NODE3638; NODE4376 NODE1; NODE4421 Hiệu giảm tổn thất điện tối ưu hóa vị trí đặt tụ bù thể qua bảng sau: TỔNG TOÀN ĐL ∆P trước (kW) ∆Q trước (kW) ∆P sau (kW) ∆Q sau (kW) Độ lợi P (kW) Độ lợi Q (kW) 488,051 849,257 466,59 821,19 21,461 30,932 Sau tối ưu hóa vị trí lắp đặt tụ bù lưới điện, lượng điện tiết kiệm ngày 515,064 kWh Tiếp theo, phụ tải phát triển liên tục, ta dùng module CAPO để tính tốn, xác định lưới điện có cịn thiếu bù cơng suất phản kháng hay khơng tính tốn tối ưu dung lượng bù công suất phản kháng cần lắp đặt thêm lưới điện cần bổ sung Ta tính tốn CAPO với xuất tuyến trung áp (các tụ bù trung áp có lắp đặt vị trí bước trên) với thơng số cài đặt Economics Sau chạy tất xuất tuyến, ta nhận thấy khơng có xuất tuyến tìm thêm vị trí lắp đặt tụ bù, vậy, xét hiệu kinh tế, số lượng vị trí lắp đặt tụ bù tối ưu, không cần lắp đặt bổ sung thêm tụ bù trung áp 3.2.3.2 Tính bù cơng suất phản kháng tối ưu lưới điện hạ áp Ta tìm vị trí bù cơng suất phản kháng tối ưu dung lượng cần bù cho xuất tuyến trung áp, nhiên, với xuất đầu tư lớn, dung lượng cụm bù trung áp tương đối lớn nhiều xuất tuyến trung áp tiêu thụ lượng cơng suất phản kháng cao chưa tìm vị trí đặt bù thích hợp, đem lại hiệu TTĐN tính kinh tế Vì vậy, tác giả tiếp tục sử dụng modul CAPO chương trình PSS/Adept để tính tốn vị trí đặt bù tối ưu TBA Các tụ bù đặt phía hạ áp TBA Bảng 9: Hiện trạng tổn thất công suất xuất tuyến lưới điện huyện Đức Phổ trước tính tốn tối ưu tụ bù hạ áp 16 STT Xuất tuyến ∆P trước (kW) ∆Q trước (kW) 96,21 63,28 45,12 55,37 121,29 79,03 460,3 137,67 133,65 98,13 123,69 218,28 98,94 810,36 471-E16.4 473-E16.4 475-E16.4 477-E16.4 476-E16.2 478-E16.2 TỔNG Bước ta phải tính toán lại xuất đầu tư tụ bù hạ áp sau: - Giá lắp đặt tụ bù cố định (cF) tụ bù điều chỉnh (cQ): suất đầu tư tụ bù cố định tụ bù điều chỉnh, có đơn vị đồng/kVAr; Chi phí bao gồm tiền mua vật tư thiết bị, vỏ tủ tụ bù, tiền vận chuyển, tiền công lao động, v.v…, giá trị cần tính phù hợp với thực tế LĐPP miền Trung Bảng 10: Suất đầu tư bù hạ áp cố định Dung lượng (loại tụ) (1) 01 30 Vậy suất đầu tư là: Stt Stt Đơn giá Thiết bị đóng cắt, (đồng) bảo vệ (CB, MCCB) (2) (3) 2.000.000 3.500.000 = {(2) + (3) + (4)}/ (1) = 8.250.000 /30 = 275.000 đồng Bảng 11: Suất đầu tư tụ bù hạ điều chỉnh Dung lượng (loại tụ) (1) 01 30 Vậy suất đầu tư Chi phí nhân cơng lắp đặt (4) 2.750.000 Đơn giá (đồng) Thiết bị đóng cắt Chi phí nhân LBS hệ thống cơng lắp đặt điều kiển (2) (4) (5) 2.000.000 5.500.000 2.750.000 = {(2) + (3) + (4) }/ (1) = 10.250.000 /300 = 341.700 đồng - Tỷ giá bảo trì tụ bù cố định (mF) tụ bù điều chỉnh (mS): tiền để trì hoạt động tụ bù cố định tụ bù điều chỉnh hàng năm Tỷ giá tính đồng/kVAr.năm Theo quy định ngành điện Việt Nam chi phí năm 5% nguyên giá tài sản cố định trạm bù - Chi phí bảo trì trạm tụ bù hạ áp cố định: 17 mFTA = 5% cFHA = 5% x 275.000 = 13.750 đồng/kVAr.năm - Chi phí bảo trì trạm tụ bù hạ áp điều chỉnh: mSTA = 5% cQHA = 5% x 635.500 = 17.085 đồng/kVAr.năm Ta có thơng số sau nhập giá trị thực tế sau: Hình 3.10: Thơng số Economics tụ bù hạ áp Tiến hành chạy modul CAPO chương trình PSS/Adept ta dung lượng bù cụ thể xuất tuyến bảng sau: Bảng 12: Kết tính toán bù hạ áp sau chạy CAPO STT Xuất tuyến 471-E16.4 473-E16.4 475-E16.4 477-E16.4 476-E16.2 478-E16.2 TỔNG Số cụm 12 10 13 15 66 Tổng dung Tổng dung lượng cố Số cụm lượng điều định (kVAr) chỉnh (kVAr) 360 150 300 210 390 30 450 150 270 1.980 11 330 Vị trí lắp đặt bù cụ thể xuất tuyến: 18 Vị trí lắp đặt tụ bù điều chỉnh NODE3581; NODE52; NODE3829; NODE3813 NODE3545 STT Xuất tuyến 471E16.4 473E16.4 - 475E16.4 - 477E16.4 NODE36 476E16.2 478E16.2 NODE3657; NODE3651; NODE4410 NODE4394; NODE4401 Vị trí lắp đặt tụ bù cố định NODE23~; NODE33; NODE28; NODE3563; NODE45~; NODE46~; NODE13~; NODE24;NODE3825; NODE3816; NODE60; NODE6 NODE55; NODE3799; NODE53; NODE3787; NODE48; NODES21; NODE3780; NODE51; NODE19; NODE30 NODE3768; NODE39; NODE3763; NODE3758; NODE37; NODE3754; NODE3765 NODE3714; NODE3704; NODE3712; NODE3694; NODE3721; NODE32; NODE29; NODE5; NODE18; NODE15; NODE3662; NODE58; NODE45 NODE95; NODE87; NODE84; NODE3658; NODE74; NODE3644; NODE3642; NODE11; NODE39; NODE4391; NODE69; NODE23; NODE4397; NODE27; NODE4380 NODE4469; NODE4457; NODE105; NODE4445; NODE96; NODE92; NODE39; NODE83; NODE133 - Hiệu giảm TTĐN sau tối ưu hóa vị trí dung lượng tụ bù hạ áp thể qua bảng sau: Bảng 13: Hiệu giảm TTĐN sau lắp đặt tụ bù hạ áp STT Xuất tuyến 471-E16.4 473-E16.4 475-E16.4 477-E16.4 476-E16.2 478-E16.2 TỔNG ∆P trước (kW) 96,21 63,28 45,12 55,37 121,29 79,03 460,3 ∆Q trước (kW) 137,67 133,65 98,13 123,69 218,28 98,94 810,36 ∆P sau (kW) 93,3 61,56 43,91 52,98 117,86 77,49 447,1 ∆Q sau (kW) 130,62 129,5 95,22 117,88 209,98 95,2 778,4 Độ lợi P (kW) 2,91 1,72 1,21 2,39 3,43 1,54 13,2 Độ lợi Q (kW) 7,05 4,15 2,91 5,81 8,3 3,74 31,96 19 Như vậy, sau thực bù hạ áp, lượng điện tiết kiệm ngày 316,8 kWh 3.2.3.3 Tính tốn hiệu kinh tế NPV Ta tính tổng giá trị khoản chi phí vận hành để lắp đặt tụ bù: Trong đó: 𝑄𝑏𝑐𝑑 , 𝑄𝑏𝑑𝑐 [kVAr] dung lượng bù cố định điều chỉnh 𝑄𝑏𝑐𝑑 , 𝑄𝑏𝑑𝑐 [đồng/kVAr] suất đầu tư tụ bù cố định điều chỉnh 𝑐𝑑 𝑑𝑐 𝐶𝑏𝑡 , 𝐶𝑏𝑡 [đồng/năm.kVAr] suất chi phí bảo trì năm tụ bù cố định điều chỉnh Tổng giá trị tạicác khoản lợi nhuận lắp đặt tụ bù tính theo cơng thức: B= (ΔP’.gp+ΔQ’.gq).Ne.T Trong đó: ΔP’, ΔQ’[kW,kVAr] lượng giảm tổn thất điện so với tụ bù tự nhiên, gp[đ/kW] giá tiền điện tác dụng tiêu thụ, gq[đ/kVAr] giá tiền điện phản kháng tiêu thụ T[giờ/năm] thời gian làm việc tụ bù gp=k%*gp (hệ số k tra theo cosφ tại thông tư số 15/2014/TT-BCT).Với cosφ= 0,8 ta tra k%= 12,5% Thay giá trị vào cơng thức, tính tốn giá trị B, C NPV: NPV= B–C Áp dụng tính tốn hiệu kinh tế cho bù trung áp B=(21,461*1700+ 30,932*0,125*1700)*8*365*24= 3.017.417.040(đồng) C= 2.400*(22.500+8*18.025)= 400.080.000(đồng) NPV= B–C= 3.017.417.040 – 400.080.000= 2.617.337.040 (đồng) Ta thấy số tiền tiết kiệm năm từ việc giảm TTĐN lưới điện 2.617.337.040 đồng Thời gian thu hồi vốn phương án 13 tháng đem lại mức lợi nhuận cao cho Cơng ty Tính tốn hiệu kinh tế NPV cho bù hạ áp: B=(13,2*1700+ 31,96*0,125*1700)*8*365*24= 1.692.011.170(đồng) C= 1.980*(275.000+8*13.750)+330*(341.700+8*17.085)= 702.583.200 (đồng) NPV= B–C= 1.692.011.170 – 702.583.200= 989.427.970 (đồng) 20 Việc lắp đặt tụ bù hạ áp việc giúp nâng cao hệ số Cosφ trạm, cải thiện điện áp phụ tải mang lại hiệu giảm TTĐN, giúp tiết kiệm kinh tế Phương án lắp đặt tụ bù hạ áp có thời gian năm, đem lại lợi nhuận cao cho Công ty Như vậy, sau thực bù trung áp hạ áp, số tiền thu lợi từ hiệu kinh tế lắp đặt công suất phản kháng lưới điện 3.606.765.010 (đồng) 3.3 Tính tốn phương thức vận hành tối ưu cho lưới điện huyện Đức Phổ cơng cụ TOPO chương trình PSS/Adept 3.3.1 Ý nghĩa mục đích tính tốn điểm dừng tối ưu 3.3.2 Áp dụng tính tốn điểm mở tối ưu lưới điện phân phối huyện Đức Phổ Xét trạng lưới điện phân phối huyện Đức Phổ, hầu hết xuất tuyến vận hành độc lập theo kiểu hình tia, có cầu dao liên lạc xuất tuyến để cấp điện có cố lưới điện hay bảo trì, bão dưỡng, thí nghiệm đường dây máy cắt đầu xuất tuyến Các vị trí liên lạc xuất tuyến hữu lưới điện phân phối huyện Đức Phổ thể cụ thể qua bảng sau: Bảng 14: Hiện trạng vị trí liên lạc xuất tuyến STT Tên mạch vòng liên lạc Mạch vòng 471-E16.4 477-E16.4 Mạch vòng 477-E16.4 476-E16.2 Mạch vòng 477-E16.4 478-E16.2 Mạch vòng 476-E16.2 478-E16.2 VT liên lạc 02 xuất tuyến Cột 15 LL TT Đức Phổ - XT 477/110kV Đức Phổ Cột 95 LL Phổ Minh - XT 476/110kV Mộ Đức Cột 112 LL T4 - XT 478/110kV Mộ Đức Cột 28/7 LL Phổ Thuận - XT 476/110kV Mộ Đức Thực toán TOPO chương trình PSS/Adept, ta tìm vị trí tối ưu để tổn thất cơng suất ∆P tồn mạng bé nhất: Bảng 3.15: Vị trí liên lạc sau tối ưu hóa điểm mở STT Tên mạch vịng liên lạc Mạch vòng 471-E16.4 477-E16.4 Mạch vòng 477-E16.4 476-E16.2 Mạch vòng 477-E16.4 478-E16.2 VT liên lạc 02 xuất tuyến Cột 15 LL TT Đức Phổ - XT 477/110kV Đức Phổ Cột 95 LL Phổ Minh - XT 476/110kV Mộ Đức Cột 112 LL T4 - XT 478/110kV Mộ Đức 21 Mạch vòng 476-E16.2 478-E16.2 Cột 28/7 LL Phổ Thuận - XT 476/110kV Mộ Đức Như vậy, sau trình chạy TOPO ta thấy phương thức vận hành sau tối hóa khơng có thay đổi, vị trí liên lạc tối ưu để tổn thất cơng suất ∆P tồn mạng bé 3.4 Giải pháp giảm tổn thất máy biến áp Qua thống kê, tính tốn, lưới điện khu vực huyện Đức Phổ số MBA công cộng đưuọc đầu tư từ lâu vận hành có tổn thất cao Vì việc giảm tổn thất MBA góp phần giảm tỷ trọng TTĐN lưới trung Máy biến áp Amorphous phát triển sử dụng nước giới Đây giải pháp hiệu để giảm tổn thất điện năng, giúp giảm phát thải CO2 Giai đoạn đầu giới thiệu, với chi phí cao máy biến áp lỏi thép Silic thông thường khoảng 40% nên chưa quan tâm sử dụng nhiều, nhiên đến khoảng cách chi phí loại máy rút xuống cịn khoảng 15%-20% Vì máy biến áp Amorphous trở thành giải pháp khả thi để giảm tổn thất điện kỹ thuật phân phối điện Theo tiêu chuẩn kỹ thuật MBA, thơng số tổn hao có tải MBA Amorphous MBA silic nhau, riêng thông số tổn hao không tải MBA Amorphous 1/3 so với MBA silic Vì tính hiệu giảm tổn thất điện lắp đặt MBA Amorphous sau: ∆A = (Po Silic - Po Amorphous) x số vận hành năm = (Po Silic - Po Amorphous) x 8760 Trong đó: Po Silic : Tổn hao khơng tải MBA lõi thép silic Po Amorphous : Tổn hao không tải MBA lõi thép Amorphous 8760 : Tổng số năm ( không xét đến thời gian điện trung bình năm ) Hiệu giảm phát thải khí nhà kính (CO2) Điện tổn hao giảm giúp làm giảm khí nhà kính để sản xuất lượng điện Công thức tính sau: E = ∆A x EF grid Trong đó: ∆A : Lượng điện giảm tính theo đơn vị thời gian (năm) EF grid : Hệ số phát thải CO2 lưới điện Theo số liệu Bộ Tài nguyên Môi trường EF grid = 0,6612 CO2/MWh 22 Theo tính tốn kiểm chứng giá mua thực tế năm 2018, chênh lệch giá mua MBA Amorphous cao giá MBA silic khoảng 15%-20%, so với chi phí tổn hao điện giảm thời gian thu hồi chi phí chênh lệch khoảng 6-8 năm Trong phạm vi luận văn, chọn thay số MBA vận hành lâu năm MBA Amorphous có dung lượng nhằm góp phần giảm tổn thất lưới trung áp, kết tính tốn thể bảng sau: Bảng 3.16: Kết tiết kiệm sản lượng sau thay MBA thường MBA Amorphous dung lượng Chênh Giá Dung Sản lượng lệch giá Po (W) Giá MBA MBA lượng Po (W) tiết kiệm mua Tên MBA MBA Amorphous thường MBA Amorphous KWh/ MBA thường (triệu đồng) (triệu (kVA) năm (triệu đồng) đồng) Phổ An 125 340 230,22 198,60 1.883,4 31,62 250 Phổ An 125 340 230,22 198,60 1.883,4 31,62 250 Phổ Cường 75 205 139,49 120,25 1.138,8 19,24 100 Phổ Cường 10 95 280 160,21 138,21 1.620,6 22,00 160 Tái định cư 36 108 58,34 50,37 630,72 7,97 50 Tân Lộc KDL 36 108 58,34 50,37 630,72 7,97 50 Sa Huỳnh KDL 125 340 230,22 198,60 1.883,4 31,62 250 Sa Huỳnh Phổ Minh 36 108 58,34 50,37 630,72 7,97 50 Phổ Nhơn 115 315 180,37 155,49 1752 24,88 180 Phổ Nhơn 75 205 139,49 120,25 1.138,8 19,24 100 Phổ Nhơn 75 205 139,49 120,25 1.138,8 19,24 100 Phổ Ninh 11 95 280 160,21 138,21 1.620,6 22,00 160 Phổ Châu 75 205 139,49 120,25 1.138,8 19,24 100 Phổ Châu 125 340 230,22 198,60 1.883,4 31,62 250 Phổ Khánh 95 280 160,21 138,21 1.620,6 22,00 160 Phổ Khánh 95 280 160,21 138,21 1.620,6 22,00 160 Phổ Thạnh 220 580 372,17 320,83 3.153,6 51,33 560 Phổ Thạnh 10 125 340 230,22 198,60 1.883,4 31,62 250 Trung bình 1.514,02 23,51 Sử dụng sản lượng điện tiết kiệm trung bình năm mức chênh lệch giá mua MBA bảng 3.16, với hệ số chiết khấu 6%, thời gian tính tốn 20 năm, giá bán điện bình quân 1.720đ/kWh (hàng năm giá bán tăng bình qn tăng 3%), ta tính 23 thời gian thu hồi vốn dự án đầu tư thay MBA thường MBA Amorphous sau: Thời gian thu hồi vốn 8,1 năm; EIRR (Hệ số hoàn vốn kinh tế nội tại) = 16%, NPV (thu nhập thực tế quy tại) = 20,5 triệu đồng Đính kèm phụ lục tính kinh tế dự án thay MBA thường MBA Amorphous Đây giải pháp mang tính lâu dài, ổn định hiệu quả, góp phần giảm TTĐN theo lộ trình thời gian tới Tuy nhiên, vốn đầu tư để thay toàn máy biến áp hữu thời gian ngắn khó khăn, cần có lộ trình nhiều năm để thực 3.5 Kết luận chương Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT, chương luận văn thực thực công việc sau: + Vị trí tối ưu để lắp đặt tụ bù cố đinh, ứng động phía trung áp hạ áp máy biến áp, dung lượng bù thông qua Modul CAPO phần mềm PSS/ADEPT + Sử dụng Modul TOPO tính tốn nhằm để xuất vị trí điểm mở để tổn thất mạng bé + Tính tốn trào lưu cơng suất suất tuyến qua vị trí máy biến áp vận hành lâu năm có tổn thất cao đưa giải pháp thay máy biến áp Amorphous nhằm giảm tổn thất Các giải pháp tác giả đưa nhằm đáp ứng yêu cầu kỹ thuật lưới điện, sở để Điện lực Đức Phổ tham khảo, áp dụng vào điều kiện thực tế quản lý 24 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Lưới điện phân phối giữ vai trò quan trọng khâu phân phối điện Đảm bảo LĐPP vận hành tin cậy, chất lượng đạt hiểu cao vấn đề quan tâm tổ chức , cá nhân làm công tác quản lý vận hành LĐPP Việc cung cấp điện liên tục, đảm bảo chất lượng điện lưới phân phối đặt lên hàng đầu để đạt mục tiêu vấn đề tính tốn lựa chọn phương thức vận hành hợp lý việc làm cần thiết Lưới điện phân phối đóng vai trò quan trọng việc cung cấp điện liên tục, góp phần ổn định trị, phát triển kinh tế địa phương nói riêng quốc gia nói chung Với trợ giúp chương trình tính tốn lưới điện phân phối PSS/ADEPT, luận văn tính tốn dung lượng vị trí lắp đặt tụ bù lưới điện trung áp hạ áp, qua đem lại hiệu kinh tế lớn cho Cơng ty Bên cạnh đó, phạm vi luận văn, tác giả sử dụng module TOPO để tìm vị trí kết lưới tối ưu kết lưới vận hành Qua tính tốn việc sử dụng phần mềm PSS/ADEPT em xin đề xuất số giải pháp sau : - Lắp lại vị trí tụ bù có kết tính - Sau tính tốn ta nhận thấy vận hành với phương thức tại, vị trí kết vòng cũ tối ưu tổn thất tồn lưới bé Ngồi tính tốn thay số máy biến áp vận hành lâu năm mang lại hiệu giảm tổn thất điện Do điều kiện khả thời gian có hạn nên luận văn cịn nhiều thiếu sót Tuy nhiên việc tìm hiểu cặn kẽ phần mềm tính tốn lưới điện phân phối xây dựng số liệu lưới điện tương đối đầy đủ điều kiện thuận lợi cho tác giả thực cơng việc tính tốn cơng tác sau đơn vị công tác ... chọn đề tài ? ?Tính tốn, đề xuất giải pháp nhằm tối ưu hiệu vận hành lưới điện phân phối Điện lực Đức Phổ - tỉnh Quảng Ngãi ” Mục tiêu nghiên cứu - Đề tài tính tốn đánh giá tiêu tổn thất điện Công... TỐI ƯU HIỆU QUẢ VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC ĐỨC PHỔ - TỈNH QUẢNG NGÃI” Luận văn gồm chương sau: Chương 1: GIỚI THIỆU ĐẶC ĐIỂM CHUNG VÀ HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN ĐỨC PHỔ Chương... hành khảo sát, tính tốn đưa giải pháp để vận hành tối ưu lưới điện Điện lực Đức Phổ CHƯƠNG VẤN ĐỀ TỔN THẤT ĐIÊN NĂNG, TỐI ƯU HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ GIỚI THIỆU PHẦN MỀM PSS/ADEPT 2.1 Vấn đề