Luận văn: Giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối Điện lực Lâm Hà

Tải luận văn thạc sĩ phân tích hiện trạng và đề xuất các giải pháp kỹ thuật nhằm giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối Điện lực Lâm Hà.

• Tác giả: Nguyễn Hà Lâm
• Người hướng dẫn: Ts. Trần Vinh Tịnh
• Trường học: Đại học Đà Nẵng
• Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
• Đề tài: Đề Xuất Các Giải Pháp Giảm Tổn Thất Điện Năng Lưới Điện Phân Phối Điện Lực Lâm Hà, Tỉnh Lâm Đồng
• Loại tài liệu: Luận văn thạc sĩ
• Năm xuất bản: 2018
• Địa điểm: Đà Nẵng

Tóm tắt

I. Toàn cảnh về tổn thất điện năng lưới điện Lâm Hà hiện nay

Tổn thất điện năng là một trong những thách thức lớn nhất đối với ngành điện, ảnh hưởng trực tiếp đến hiệu quả kinh doanh và chất lượng cung cấp điện. Tại huyện Lâm Hà, vấn đề này càng trở nên cấp thiết do đặc thù lưới điện được tiếp nhận từ lưới địa phương, đã vận hành nhiều năm nhưng chưa được cải tạo và nâng cấp một cách đồng bộ. Điện lực Lâm Hà hiện là một trong những đơn vị có tỷ lệ tổn thất điện năng cao trong toàn Công ty Điện lực Lâm Đồng. Việc hiểu rõ bản chất và các thành phần gây ra tổn thất là bước đầu tiên để xây dựng các giải pháp hiệu quả. Giảm tổn thất không chỉ mang lại lợi ích kinh tế cho ngành điện thông qua việc tiết kiệm điện năng sản xuất, mà còn giúp cải thiện chất lượng điện năng cho người dân và doanh nghiệp, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, và góp phần vào sự phát triển kinh tế - xã hội bền vững của địa phương. Nghiên cứu của Thạc sĩ Nguyễn Hà Lâm đã chỉ ra rằng, việc áp dụng các giải pháp đồng bộ có thể mang lại hiệu quả đáng kể, hướng tới mục tiêu chung về giảm tổn thất điện năng EVN.

1.1. Phân biệt tổn thất kỹ thuật và tổn thất thương mại

Tổn thất điện năng được chia thành hai thành phần chính: tổn thất kỹ thuật và tổn thất thương mại. Tổn thất kỹ thuật là lượng điện năng tiêu hao tự nhiên trên các phần tử của lưới điện như đường dây, máy biến áp, và các thiết bị khác trong quá trình truyền tải và phân phối. Nguyên nhân chủ yếu là do điện trở của vật liệu dẫn điện, gây ra hiệu ứng nhiệt Joule. Thành phần này phụ thuộc vào các yếu tố như tiết diện dây dẫn, chiều dài đường dây, và mật độ dòng điện chạy qua. Ngược lại, tổn thất thương mại (hay tổn thất phi kỹ thuật) phát sinh do các nguyên nhân liên quan đến công tác quản lý kinh doanh. Các nguyên nhân phổ biến bao gồm sai số của hệ thống đo đếm (do công tơ điện tử cũ, hỏng), ghi sai chỉ số công tơ, và đặc biệt là hành vi chống câu trộm điện bất hợp pháp. Việc xác định và bóc tách rõ ràng hai loại tổn thất này là cực kỳ quan trọng để lựa chọn giải pháp phù hợp: các giải pháp kỹ thuật tập trung vào nâng cấp lưới điện, trong khi các giải pháp kinh doanh tập trung vào quản lý và giám sát.

1.2. Vai trò của việc giảm tỷ lệ tổn thất điện năng

Giảm tỷ lệ tổn thất điện năng có ý nghĩa kinh tế và kỹ thuật to lớn. Về mặt kinh tế, mỗi kWh điện năng tiết kiệm được từ việc giảm tổn thất đồng nghĩa với việc giảm chi phí sản xuất, tăng lợi nhuận cho ngành điện và giảm áp lực tăng giá điện cho người tiêu dùng. Theo tính toán trong các bài toán quy hoạch, chi phí cho tổn thất điện năng là một thành phần quan trọng trong hàm chi phí vận hành. Về mặt kỹ thuật, việc giảm tổn thất giúp tối ưu hóa lưới điện, giảm tình trạng mang tải nặng trên đường dây và máy biến áp, từ đó cải thiện chất lượng điện năng (giảm sụt áp) và tăng tuổi thọ thiết bị. Hơn nữa, một hệ thống điện vận hành hiệu quả với tổn thất thấp sẽ tăng cường độ tin cậy cung cấp điện, giảm nguy cơ sự cố, và đáp ứng tốt hơn nhu cầu phụ tải ngày càng tăng. Đây là mục tiêu hàng đầu trong công tác quản lý vận hành lưới điện hiện đại.

II. Thách thức trong việc giảm tổn thất điện năng tại Lâm Hà

Lưới điện phân phối huyện Lâm Hà đối mặt với nhiều thách thức cố hữu dẫn đến tỷ lệ tổn thất điện năng cao và khó kiểm soát. Một trong những nguyên nhân chính là hiện trạng lưới điện đã cũ, được tiếp nhận và vận hành trong nhiều năm mà thiếu sự đầu tư, cải tạo đồng bộ. Theo tài liệu nghiên cứu, địa hình Lâm Hà phức tạp, bị chia cắt bởi sông suối, khiến việc xây dựng và nâng cấp lưới điện gặp nhiều khó khăn. Phụ tải chủ yếu là nông nghiệp (chè, cà phê) và sinh hoạt dân cư, mang tính thời vụ và biến động mạnh, đặc biệt vào mùa khô khi nhu cầu tưới tiêu tăng đột biến. Điều này gây ra tình trạng quá tải cục bộ, sụt áp nghiêm trọng và làm tăng vọt tổn thất kỹ thuật. Hơn nữa, việc quản lý một mạng lưới rộng lớn, phức tạp cũng đặt ra nhiều thách thức trong việc phát hiện và xử lý các vấn đề liên quan đến tổn thất thương mại. Các giải pháp đòi hỏi sự kết hợp giữa đầu tư tài chính, ứng dụng công nghệ và cải tiến trong công tác quản lý.

2.1. Hiện trạng lưới điện cũ và bán kính cấp điện quá dài

Một trong những yếu tố tác động mạnh nhất đến tổn thất là hạ tầng lưới điện. Lưới điện Lâm Hà có nhiều tuyến dây trung thế với bán kính cấp điện dài, chưa được đầu tư cải tạo để giảm bán kính. Ví dụ điển hình được đề cập trong nghiên cứu là "tuyến 473, điện áp đầu đường dây là 12,7 kV, điện áp cuối đường dây chỉ còn 12,2 kV". Tình trạng sụt áp này không chỉ làm giảm chất lượng điện năng mà còn là minh chứng rõ ràng cho việc tổn thất công suất trên đường dây đang ở mức cao. Tương tự, lưới hạ áp cũng tồn tại nhiều trạm biến áp có bán kính cấp điện lớn (trung bình 800-1000m), dẫn đến điện áp cuối nguồn thấp và tổn thất tăng. Việc sử dụng nhiều chủng loại dây dẫn chắp vá, tiết diện nhỏ không còn phù hợp với phụ tải hiện tại cũng là một nguyên nhân làm gia tăng tổn thất.

2.2. Phụ tải biến động và công tác bù công suất chưa tối ưu

Phụ tải của Điện lực Lâm Hà có đặc thù biến động lớn theo mùa, đặc biệt là phụ tải nông nghiệp phục vụ tưới tiêu. Vào mùa khô, nhu cầu sử dụng điện tăng đột ngột, gây quá tải cho nhiều đường dây và trạm biến áp, làm tỷ lệ tổn thất điện năng tăng mạnh. Hiện tại, công tác bù công suất phản kháng đã được triển khai nhưng chưa thực sự hiệu quả. Nghiên cứu chỉ ra rằng, việc lắp đặt tụ bù chưa được tính toán hợp lý, dẫn đến "một số xuất tuyến quá bù, một số xuất tuyến lại thiếu". Đặc biệt ở lưới hạ áp, tụ bù chủ yếu được gắn tại thanh cái trạm biến áp mà chưa có sự tính toán tối ưu về vị trí lắp đặt trên lưới. Điều này làm giảm hiệu quả của việc bù, không tối ưu hóa được dòng công suất phản kháng và chưa giảm được tổn thất như kỳ vọng.

2.3. Các yếu tố trong quản lý và hành lang lưới điện

Bên cạnh các vấn đề kỹ thuật, công tác quản lý cũng đối mặt với nhiều khó khăn. Việc phát hiện và ngăn chặn hành vi trộm cắp điện trên một địa bàn rộng và phức tạp đòi hỏi nguồn lực lớn. Hệ thống đo đếm, mặc dù đã được cải thiện, vẫn còn tiềm ẩn nguy cơ sai số do công tơ cơ khí cũ. Ngoài ra, vấn đề an toàn hành lang lưới điện cũng ảnh hưởng gián tiếp đến tổn thất. Cây cối và các công trình vi phạm hành lang có thể gây ra sự cố phóng điện, làm gián đoạn cung cấp điện và tăng tổn thất. Công tác phát quang, bảo trì định kỳ tuy được thực hiện nhưng vẫn cần được tăng cường để đảm bảo lưới điện vận hành ổn định và an toàn, giảm thiểu các sự cố gây tổn thất không đáng có.

III. Phương pháp kỹ thuật tối ưu giảm tổn thất điện năng EVN

Để giải quyết bài toán tổn thất điện năng, các giải pháp kỹ thuật đóng vai trò nòng cốt, tác động trực tiếp vào việc giảm tiêu hao năng lượng trên lưới. Các phương pháp này tập trung vào việc hiện đại hóa lưới điện, cải thiện các thông số vận hành và tối ưu hóa cấu trúc mạng. Dựa trên phân tích từ phần mềm PSS/ADEPT, nghiên cứu đã đề xuất các giải pháp khả thi và hiệu quả cao cho lưới điện Lâm Hà. Trọng tâm là việc bù công suất phản kháng một cách khoa học để giảm dòng điện chạy trên dây dẫn và nâng cấp lưới điện bằng cách thay thế các dây dẫn có tiết diện lớn hơn tại những khu vực quá tải. Những giải pháp này không chỉ giúp giảm tổn thất kỹ thuật mà còn nâng cao độ ổn định và chất lượng điện năng, tạo nền tảng vững chắc cho việc phát triển lưới điện thông minh trong tương lai. Việc đầu tư vào công nghệ và hạ tầng là yếu tố then chốt để đạt được mục tiêu giảm tổn thất bền vững.

3.1. Giải pháp tối ưu hóa bù công suất phản kháng trên lưới

Công suất phản kháng là nguyên nhân chính gây ra tổn thất công suất trên đường dây. Giải pháp hiệu quả nhất để khắc phục vấn đề này là lắp đặt các bộ tụ bù. Tuy nhiên, hiệu quả chỉ đạt được khi vị trí và dung lượng tụ bù được lựa chọn tối ưu. Nghiên cứu đã sử dụng module CAPO (Optimal Capacitor Placement) của phần mềm PSS/ADEPT để tính toán và xác định vị trí lắp đặt tụ bù tối ưu trên lưới trung thế. Thay vì lắp đặt theo kinh nghiệm, phương pháp này dựa trên phân tích trào lưu công suất thực tế để tìm ra những điểm đặt tụ bù mang lại hiệu quả giảm tổn thất cao nhất. Giải pháp này giúp giảm tối đa lượng công suất phản kháng phải truyền tải từ nguồn, qua đó giảm dòng điện hiệu dụng trên đường dây và giảm đáng kể tổn thất kỹ thuật. Đây là một giải pháp đầu tư hiệu quả, mang lại lợi ích nhanh chóng.

3.2. Phương pháp nâng cấp tăng tiết diện dây dẫn trục chính

Đối với các đường dây thường xuyên mang tải cao hoặc quá tải, dây dẫn có tiết diện nhỏ là nguyên nhân trực tiếp gây tổn thất lớn do điện trở cao. Tài liệu nghiên cứu đề xuất giải pháp "tăng cường tiết diện dây dẫn đường trục chính tuyến 471 Lâm Hà". Bằng cách thay thế các loại dây dẫn cũ có tiết diện nhỏ bằng các loại dây có tiết diện lớn hơn (ví dụ: từ AC-95 lên AC-120 hoặc AC-185), điện trở của đường dây sẽ giảm xuống. Điều này trực tiếp làm giảm lượng công suất bị mất mát dưới dạng nhiệt theo định luật Joule-Lenz (P = I²R). Giải pháp này tuy đòi hỏi vốn đầu tư lớn hơn nhưng mang lại hiệu quả lâu dài và bền vững, không chỉ giảm tổn thất mà còn tăng khả năng mang tải của lưới điện, sẵn sàng đáp ứng nhu cầu phụ tải gia tăng trong tương lai, góp phần vào kế hoạch hiện đại hóa lưới điện.

IV. Bí quyết quản lý vận hành giảm tổn thất điện năng hiệu quả

Bên cạnh các giải pháp kỹ thuật đòi hỏi đầu tư, nhóm giải pháp về quản lý vận hành lưới điện đóng vai trò cực kỳ quan trọng và có thể mang lại hiệu quả nhanh chóng với chi phí thấp. Các biện pháp này tập trung vào việc tối ưu hóa cách thức vận hành hệ thống hiện có và tăng cường công tác quản lý kinh doanh để giảm thiểu tổn thất thương mại. Việc kiện toàn công tác tổ chức, phân công trách nhiệm rõ ràng trong ban chỉ đạo giảm tổn thất, và thực hiện kiểm tra, giám sát định kỳ là nền tảng cho sự thành công. Điện lực Lâm Hà đã áp dụng nhiều biện pháp như cân bằng pha, xử lý điểm tiếp xúc kém, điều chuyển máy biến áp non tải/quá tải. Đặc biệt, việc đẩy mạnh công tác kiểm tra sử dụng điện, thay thế công tơ điện tử định kỳ và xử lý nghiêm các trường hợp chống câu trộm điện đã góp phần đáng kể vào việc giảm tổn thất chung, hướng tới mục tiêu do giảm tổn thất điện năng EVN đề ra.

4.1. Tối ưu hóa vận hành và cân bằng phụ tải các pha

Vận hành kinh tế lưới điện là một biện pháp không tốn chi phí nhưng mang lại hiệu quả cao. Một trong những nguyên nhân gây tổn thất là sự mất cân bằng phụ tải giữa các pha, đặc biệt ở lưới hạ áp. Khi phụ tải không cân bằng, một pha sẽ bị quá tải trong khi các pha khác còn non tải, đồng thời xuất hiện dòng điện trong dây trung tính gây thêm tổn thất. Nghiên cứu cho thấy tuyến 471 Lâm Hà có tình trạng "phụ tải phân bố không đồng đều dẫn đến mất cân bằng dòng điện giữa các pha". Giải pháp là thực hiện cân pha, sang tải định kỳ, điều chuyển các phụ tải một pha giữa các pha sao cho dòng điện trên ba pha là cân bằng nhất có thể. Công tác này giúp phân bố đều tải trên các dây dẫn, giảm tổn thất do quá tải cục bộ và tổn thất trên dây trung tính, góp phần tối ưu hóa lưới điện.

4.2. Tăng cường kiểm tra và thay thế công tơ điện tử định kỳ

Để giảm tổn thất thương mại, công tác quản lý đo đếm phải được đặt lên hàng đầu. Điện lực Lâm Hà đã thực hiện kế hoạch thay thế công tơ điện tử định kỳ, thay thế các công tơ cơ khí cũ bằng công tơ điện tử có độ chính xác cao hơn và khả năng chống can thiệp tốt hơn. Theo báo cáo, trong năm 2017, đơn vị đã thay 4.230 công tơ theo định kỳ. Song song đó, công tác kiểm tra hệ thống đo đếm và kiểm tra sử dụng điện được tăng cường. Đơn vị đã "phát hiện và lập 12 biên bản vi phạm trộm cắp điện, đã truy thu được 12 trường hợp, tổng sản lượng điện bồi thường 79.257 kWh". Những con số này cho thấy hiệu quả rõ rệt của việc siết chặt quản lý, ngăn chặn thất thoát và thu hồi lượng điện năng bị mất mát.

4.3. Đảm bảo an toàn hành lang lưới điện và bảo trì thường xuyên

Công tác bảo trì, bảo dưỡng và đảm bảo an toàn hành lang lưới điện giúp lưới điện vận hành ổn định, giảm sự cố và tổn thất. Các hoạt động như vệ sinh sứ cách điện, siết lại các đầu cos, mối nối để tăng khả năng tiếp xúc giúp giảm điện trở tại các điểm nối, qua đó giảm tổn thất. Việc phát quang hành lang lưới điện, đặc biệt là các tuyến dây trần, giúp ngăn ngừa sự cố phóng điện do cây cối, giảm số lần mất điện và các tổn thất liên quan. Bổ sung tiếp địa tại các vị trí bị thiếu hoặc hư hỏng cũng góp phần nâng cao an toàn và ổn định vận hành cho lưới điện. Đây là những công việc thường xuyên nhưng có ý nghĩa quan trọng trong chương trình quản lý vận hành lưới điện tổng thể.

V. Ứng dụng PSS ADEPT mô phỏng giảm tổn thất điện năng

Để các giải pháp đề xuất có tính thuyết phục và định lượng được hiệu quả, việc sử dụng công cụ mô phỏng hiện đại là vô cùng cần thiết. Nghiên cứu của Nguyễn Hà Lâm đã sử dụng phần mềm PSS/ADEPT (Power System Simulator/Advanced Distribution Engineering Productivity Tool) làm công cụ chính để phân tích và tính toán. Phần mềm này cho phép xây dựng một mô hình số hóa chính xác của toàn bộ lưới điện phân phối huyện Lâm Hà, từ các thông số đường dây, máy biến áp đến đặc tính phụ tải. Dựa trên mô hình này, việc chạy các kịch bản phân bố công suất (Load Flow) giúp xác định chính xác các điểm nóng, các khu vực có tổn thất cao. Từ đó, các giải pháp như bù công suất phản kháng hay nâng cấp lưới điện được mô phỏng để đánh giá hiệu quả trước khi triển khai thực tế, giúp tối ưu hóa lưới điện một cách khoa học và tiết kiệm chi phí.

5.1. Quy trình mô phỏng lưới điện Lâm Hà trên phần mềm

Quy trình bắt đầu bằng việc thu thập cơ sở dữ liệu chi tiết về lưới điện, bao gồm: thông số kỹ thuật của hàng trăm km đường dây trung và hạ thế (mã dây, tiết diện, chiều dài), thông số của các máy biến áp (công suất, tổn hao), và dữ liệu phụ tải từ hệ thống CMIS. Các dữ liệu này sau đó được nhập và chuẩn hóa trong PSS/ADEPT để xây dựng sơ đồ đơn tuyến của lưới điện. Các nhóm phụ tải đặc trưng (dân cư thành thị, nông thôn) được định nghĩa dựa trên biểu đồ phụ tải ngày điển hình để mô phỏng chính xác hơn sự biến thiên của tải. Quá trình này tạo ra một "bản sao số" của lưới điện thực tế, là cơ sở để thực hiện các phân tích và tính toán tổn thất một cách chính xác.

5.2. Kết quả tính toán tổn thất và phân tích bằng PSS ADEPT

Sau khi xây dựng mô hình, chương trình phân bố công suất được thực thi để tính toán tổn thất ở chế độ vận hành hiện tại. Kết quả tính toán trên PSS/ADEPT cho thấy tổng tổn thất công suất của lưới điện trung thế huyện Lâm Hà là 715,39 kW. Phân tích chi tiết cũng chỉ ra các nhánh, các tuyến dây có tổn thất cao nhất, ví dụ như tuyến 471, và các khu vực có điện áp thấp. Các kết quả này hoàn toàn phù hợp với đánh giá thực trạng, cung cấp bằng chứng định lượng vững chắc về các điểm yếu của lưới điện. Dựa trên đó, các module chuyên dụng như CAPO được sử dụng để đề xuất vị trí và dung lượng tụ bù tối ưu, mang lại hiệu quả giảm tổn thất cao nhất.

VI. Lộ trình tương lai cho giảm tổn thất điện năng tại Lâm Hà

Việc giảm tổn thất điện năng là một quá trình liên tục, đòi hỏi một lộ trình dài hạn và sự kết hợp đồng bộ của nhiều giải pháp. Dựa trên các kết quả nghiên cứu và thực tiễn triển khai, Điện lực Lâm Hà có thể xây dựng một chiến lược toàn diện cho tương lai. Trọng tâm của chiến lược này là tiếp tục đẩy mạnh hiện đại hóa lưới điện, từng bước ứng dụng công nghệ của lưới điện thông minh để nâng cao hiệu quả vận hành và quản lý. Việc đầu tư cải tạo lưới điện nông thôn, giảm bán kính cấp điện, và tự động hóa các khâu vận hành sẽ là những ưu tiên hàng đầu. Song song đó, công tác quản lý kinh doanh cần tiếp tục được siết chặt, ứng dụng công nghệ trong việc thu thập dữ liệu đo đếm từ xa để phát hiện sớm các bất thường và giảm tổn thất thương mại. Mục tiêu cuối cùng là đưa tỷ lệ tổn thất điện năng về mức tiên tiến, góp phần vào thành công chung của chương trình giảm tổn thất điện năng EVN.

6.1. Tổng kết các giải pháp và hiệu quả kinh tế dự kiến

Nghiên cứu đã chứng minh rằng việc kết hợp các giải pháp kỹ thuật và quản lý mang lại hiệu quả rõ rệt. Giải pháp bù công suất phản kháng tối ưu và nâng cấp lưới điện tại các vị trí trọng yếu có thể giảm đáng kể tổn thất kỹ thuật. Các biện pháp quản lý như cân bằng pha, thay thế công tơ điện tử, và chống câu trộm điện giúp kiểm soát tốt tổn thất thương mại. Mỗi giải pháp đều mang lại hiệu quả kinh tế thông qua lượng điện năng tiết kiệm được. Việc đánh giá hiệu quả đầu tư cần được thực hiện cho từng dự án để ưu tiên các hạng mục có thời gian hoàn vốn nhanh và lợi ích lớn nhất, đảm bảo việc sử dụng nguồn vốn hiệu quả trong công cuộc tối ưu hóa lưới điện.

6.2. Hướng tới lưới điện thông minh và quản lý tự động

Trong tương lai, để quản lý tổn thất hiệu quả hơn, việc chuyển đổi sang mô hình lưới điện thông minh (Smart Grid) là xu hướng tất yếu. Việc lắp đặt hệ thống đo đếm từ xa (AMR/AMI) không chỉ giúp tự động hóa khâu ghi chỉ số mà còn cung cấp dữ liệu vận hành theo thời gian thực. Dữ liệu này cho phép các đơn vị điện lực giám sát tình trạng lưới điện, phát hiện sớm các khu vực tổn thất cao, mất cân bằng pha, và thậm chí là các hành vi trộm cắp điện. Các hệ thống điều khiển và giám sát tự động (SCADA/DMS) sẽ giúp tối ưu hóa phương thức vận hành, đóng cắt và phân tải từ xa, góp phần giảm tổn thất và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. Đây là bước đi chiến lược trong lộ trình hiện đại hóa lưới điện của Điện lực Lâm Hà.

Nội dung chính

Tổng quan nghiên cứu

Quản lý và giảm tổn thất điện năng trên hệ thống phân phối là một trong những chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật sống còn của ngành điện lực nhằm nâng cao hiệu quả vận hành và bảo đảm an ninh năng lượng. Tại huyện Lâm Hà, tỉnh Lâm Đồng, đặc thù địa bàn miền núi với tổng diện tích tự nhiên 979,52 km² cùng dân số 133.679 người đã tạo nên cấu trúc lưới điện trải rộng, địa hình bị chia cắt phức tạp bởi đồi núi và sông suối. Toàn bộ lưới điện trung và hạ áp do Điện lực Lâm Hà quản lý với hơn 401,448 km đường dây 22kV và 449,406 km đường dây hạ thế được tiếp nhận từ các tổ chức điện nông thôn địa phương từ năm 2008. Trải qua nhiều năm vận hành, kết cấu lưới điện đã bộc lộ nhiều điểm xuống cấp, chắp vá nhiều chủng loại tiết diện dây dẫn, bán kính cấp điện hạ thế kéo dài từ 800 m đến hơn 1.000 m, dẫn đến tỷ lệ tổn thất điện năng từng ở mức rất cao, đạt đỉnh 8,4% vào năm 2016.

Mục tiêu cốt lõi của nghiên cứu là khảo sát, phân tích toàn diện hiện trạng kỹ thuật lưới điện phân phối huyện Lâm Hà; ứng dụng phần mềm chuyên dụng PSS/ADEPT để tính toán trào lưu công suất, xác định chính xác các điểm nghẽn gây tổn thất và tối ưu hóa vị trí lắp đặt tụ bù; từ đó đề xuất hệ thống giải pháp đồng bộ từ kỹ thuật công nghệ đến đổi mới quản lý vận hành. Phạm vi nghiên cứu bao quát chuỗi dữ liệu vận hành từ năm 2013 đến 2017 trên 3 xuất tuyến trung thế huyết mạch gồm tuyến 471, tuyến 473 trạm 110kV Lâm Hà và tuyến 478 trạm 110kV Đà Lạt 1 cùng hệ thống trạm biến áp phân phối trên địa bàn. Nghiên cứu mang ý nghĩa thực tiễn to lớn khi trực tiếp góp phần đưa tỷ lệ tổn thất toàn huyện năm 2017 xuống mức 5,95%, tiết kiệm hàng triệu kWh điện năng trên tổng sản lượng điện thương phẩm 78.347.300 kWh, đồng thời cung cấp luận cứ khoa học vững chắc cho công tác quy hoạch, đầu tư lưới điện nông thôn tại khu vực Tây Nguyên.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu được xây dựng trên nền tảng lý thuyết tối ưu hóa kinh tế - kỹ thuật hệ thống cung cấp điện thông qua bài toán hàm chi phí tính toán Z = Z1 + Z2. Trong đó, thành phần Z1 đại diện cho vốn đầu tư xây dựng mạng điện và hệ số vận hành thu hồi vốn, còn Z2 biểu thị chi phí thiệt hại do tổn thất điện năng dựa trên giá thành mỗi kWh và thời gian tổn thất công suất cực đại Tau. Mục tiêu của bài toán là tìm điểm cân bằng dung hòa giữa chi phí đầu tư ban đầu và chi phí vận hành thường niên.

Bên cạnh đó, khung lý thuyết phân rã tổn thất điện năng thành hai thành phần cơ bản: tổn thất không tải (A0) phụ thuộc vào thông số lõi thép của hệ thống máy biến áp phân phối và tổn thất có tải (At) phụ thuộc vào bình phương dòng điện phụ tải chạy qua điện trở của dây dẫn theo quy luật hiệu ứng Joule - Lenz. Để định lượng chính xác các đại lượng này, nghiên cứu tích hợp ba mô hình giải tích kinh điển: phương pháp dòng điện trung bình bình phương (theo công thức thực nghiệm Dalesxky), phương pháp thời gian tổn thất công suất lớn nhất liên hệ giữa Tmax và hệ số cos phi, cùng phương pháp họ đường cong tổn thất công suất P - Delta P. Các khái niệm trọng tâm xuyên suốt công trình bao gồm: tối ưu hóa vị trí và dung lượng tụ bù công suất phản kháng (thuật toán CAPO), xác định điểm mở mạch vòng tối ưu (thuật toán TOPO), kiểm soát độ sụt áp cuối nguồn và cân bằng phụ tải giữa các pha.

Phương pháp nghiên cứu

Nghiên cứu kết hợp nhuần nhuyễn giữa phương pháp phân tích lý thuyết giải tích và mô phỏng thực nghiệm trên máy tính thông qua công cụ chuyên dụng PSS/ADEPT (Power System Simulator / Advanced Distribution Engineering Productivity Tool) do Shaw Power Technologies phát triển. Nguồn dữ liệu sơ cấp được trích xuất trực tiếp từ hệ thống quản lý thông tin khách hàng CMIS, hệ thống đo ghi chỉ số viễn thông và nhật ký vận hành thực tế của Công ty Điện lực Lâm Đồng. Cỡ mẫu nghiên cứu bao trùm toàn diện 100% đối tượng hạ tầng gồm 3 xuất tuyến trung thế 22kV, 544 trạm biến áp phân phối với tổng công suất đặt 48.521,5 kVA và 338 trạm biến áp công cộng có lưới điện hạ thế bán lẻ trực tiếp đến người dân.

Phương pháp chọn mẫu toàn bộ được lựa chọn nhằm bảo đảm tính bao quát tuyệt đối, tránh sai số do việc lấy mẫu ngẫu nhiên khi lưới điện nông thôn có cấu trúc hình tia phân nhánh sâu và tính chất phụ tải biến động mạnh. Lý do lựa chọn module Load Flow và CAPO trên phần mềm PSS/ADEPT là vì công cụ này có khả năng giải quyết bài toán lưới phân phối không giới hạn số nút, cho phép mô phỏng chính xác độ lệch pha, dòng trào lưu thực tế và định vị chính xác tọa độ lắp đặt tụ bù giúp giảm thiểu tổn thất công suất với sai số dưới 5%, khắc phục hoàn toàn nhược điểm sai số lên tới 10% - 25% của các công thức kinh nghiệm truyền thống. Timeline nghiên cứu được thực hiện xuyên suốt chu kỳ 5 năm (2013 - 2017), bám sát diễn biến phụ tải 24 giờ trong ngày giữa hai mùa khô và mùa mưa đặc trưng của khí hậu Tây Nguyên.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Thứ nhất, tổng sản lượng điện nhận và điện thương phẩm tại Điện lực Lâm Hà tăng trưởng vượt bậc nhưng đi kèm với xu hướng giảm tổn thất rất rõ nét qua các năm. Năm 2013, điện nhận đạt 46.830.243 kWh, điện thương phẩm đạt 43.589.590 kWh với tỷ lệ tổn thất 6,92%. Đến năm 2017, điện nhận tăng lên 83.303.881 kWh, điện thương phẩm đạt 78.347.300 kWh và tỷ lệ tổn thất toàn lưới giảm xuống còn 5,95% (thấp hơn 2,45% so với năm 2016 là 8,4%). Phân tích theo cấp điện áp năm 2017 cho thấy tổn thất lưới trung áp chiếm 1,46% (tương đương 3.207.199 kWh), trong khi tổn thất lưới hạ áp chiếm tỷ trọng vượt trội lên tới 4,1% (tương đương 1.749.381 kWh).

Thứ hai, kết quả điều tra và tính toán trên 338 trạm biến áp công cộng có lưới hạ thế phát hiện sự phân hóa nghiêm trọng về mức độ tổn hao điện năng. Cụ thể có 5 trạm biến áp có tỷ lệ tổn thất trên 30%, 13 trạm nằm trong khoảng 20% đến 30%, 79 trạm dao động từ 10% đến 20%, 83 trạm từ 7% đến 10%, và 158 trạm đạt mức an toàn dưới 7%. Điển hình như tại trạm biến áp Suối 1-2 công suất 50 kVA, do bán kính cấp điện lên tới 1.050 m nên điện áp cuối nguồn sụt giảm nghiêm trọng chỉ còn 210 V, đẩy tỷ lệ tổn thất điện năng của trạm lên mức 8,69%.

Thứ ba, mô phỏng trào lưu công suất trên phần mềm PSS/ADEPT tại chế độ vận hành phụ tải cực đại cho thấy xuất tuyến 471 Lâm Hà là điểm nóng về tổn thất với công suất tác dụng P = 8.180,29 kW, công suất phản kháng Q = 715,39 kVAr và tỷ lệ tổn thất công suất tính toán lên tới 6,55%. Nguyên nhân kỹ thuật then chốt được phát hiện là do sự mất cân bằng pha nghiêm trọng trên tuyến 471 với dòng điện pha A đạt 337 A, pha B đạt 301 A và pha C chỉ đạt 275 A, tạo ra dòng điện lớn chạy trên dây trung tính làm gia tăng tổn thất nhiệt. Trong khi đó, xuất tuyến 473 Lâm Hà (pha A: 316 A, pha B: 333 A, pha C: 315 A) và tuyến 478 Đà Lạt 1 (pha A: 52 A, pha B: 62 A, pha C: 47 A) đạt mức độ cân bằng phụ tải tương đối tốt.

Thứ tư, cơ cấu phụ tải mang tính chất hỗn hợp với tỷ trọng tiêu dùng dân cư chiếm 66,52%, công nghiệp xây dựng chiếm 21,71% và nông lâm nghiệp thủy sản chiếm 5,78%. Đồ thị phụ tải nông thôn biến động cực kỳ gay gắt giữa hai mùa: trong mùa khô phục vụ tưới tiêu cà phê, phụ tải xuất hiện 3 đỉnh cao điểm nhọn vào lúc 8h, 12h và từ 17h đến 19h với công suất cực đại chạm ngưỡng 18 MW, gây áp lực quá tải cục bộ trên diện rộng.

Thảo luận kết quả

Nguyên nhân cốt lõi dẫn đến tình trạng tổn thất điện năng cao tại Lâm Hà bắt nguồn từ ba yếu tố chính: cấu trúc lưới điện kéo dài qua địa hình đồi dốc chia cắt, tốc độ gia tăng phụ tải đột biến (sản lượng điện thương phẩm năm 2017 tăng trưởng 22%, cao hơn 12% so với năm 2016) và công tác bù công suất phản kháng chưa được tính toán tối ưu. Toàn hệ thống có 415 vị trí bù hạ áp với tổng dung lượng 3.767,5 kVAr nhưng chủ yếu treo tập trung tại thanh cái trạm biến áp thay vì phân tán dọc tuyến dây, dẫn đến tình trạng một số xuất tuyến bị quá bù trong khi các nhánh rẽ xa nguồn lại chịu thiếu hụt điện áp nghiêm trọng. Ví dụ trên tuyến trung thế 473, điện áp đầu nguồn đạt 12,7 kV nhưng đến nhánh rẽ Hai Bà chỉ còn 12,2 kV.

Để phản ánh sinh động các quy luật này, toàn bộ tập dữ liệu vận hành có thể được trực quan hóa tối ưu thông qua các định dạng: biểu đồ cột chồng so sánh tỷ trọng tổn thất trung áp và hạ áp giai đoạn 2013 - 2017; đồ thị đường kép biểu diễn 24 khung giờ phụ tải ngày điển hình phân tách rõ sự chênh lệch đỉnh phụ tải giữa mùa khô và mùa mưa; và bảng ma trận phân loại 338 trạm biến áp theo 5 dải tổn thất. Khi đối chiếu với các nghiên cứu tương tự trong ngành điện, việc kết hợp thuật toán tối ưu hóa CAPO trên nền tảng PSS/ADEPT đã chứng minh tính ưu việt vượt trội trong việc hoạch định chính xác danh mục đầu tư, giúp phân bổ hiệu quả nguồn vốn sửa chữa lớn 9,54 tỷ đồng và vốn xây dựng cơ bản 9,3 tỷ đồng trong năm 2017 mà không gây lãng phí nguồn lực tài chính.

Đề xuất và khuyến nghị

Nhằm duy trì và tiếp tục giảm sâu tỷ lệ tổn thất điện năng trên lưới phân phối huyện Lâm Hà trong giai đoạn tiếp theo, nghiên cứu đề xuất 4 nhóm giải pháp hành động cụ thể:

1. Tái cấu trúc và tối ưu hóa vị trí lắp đặt tụ bù trung - hạ áp bằng thuật toán CAPO: Tiến hành dịch chuyển và lắp mới các bộ tụ bù ứng động phân tán dọc theo các phân đoạn đường dây có sụt áp lớn trên xuất tuyến 471 (như các nhánh 471/157/27, 471/94/44 và 471/171/134 dung lượng 300 kVAr mỗi vị trí). Mục tiêu đưa hệ số công suất cos phi toàn tuyến lên trên 0,95, hạ tỷ lệ tổn thất công suất từ 6,55% xuống dưới 4,5%. Timeline triển khai định kỳ vào quý 1 hàng năm trước mùa cao điểm tưới tiêu, do Phòng Kế hoạch Kỹ thuật - Vật tư chủ trì thực hiện.

2. Nâng cấp tiết diện dây dẫn trục chính và cấy mới trạm biến áp chống quá tải: Thực hiện thay thế các tuyến dây nhôm trần tiết diện nhỏ bằng dây bọc chịu lực AC185 và ACX185 cho đường trục chính tuyến 471 nhánh Tân Văn - Lâm Hà; xây dựng mới từ 15 đến 20 trạm biến áp phân phối nhằm rút ngắn bán kính cấp điện hạ thế từ 1.000 m xuống dưới 500 m. Đặt target giảm tổn thất kỹ thuật hạ áp tại các khu vực trọng điểm xuống dưới 5% trong vòng 12 đến 18 tháng, do Ban Quản lý Dự án và Đội Quản lý vận hành phối hợp thi công.

3. Thực hiện điều hòa, cân đảo pha phụ tải và hoán chuyển máy biến áp linh hoạt theo mùa vụ: Thiết lập lịch đo tải định kỳ hàng tháng, tiến hành đảo pha tại 183 trạm biến áp 3 pha có độ lệch dòng vượt quá 15% nhằm triệt tiêu dòng không cân bằng; hoán chuyển các máy biến áp non tải (dưới 30% công suất) sang các điểm phụ tải thấp và nâng công suất các trạm quá tải (trên 80% công suất) phục vụ bơm tưới mùa khô. Chủ thể thực hiện là Đội Quản lý vận hành và sửa chữa lưới điện.

4. Hiện đại hóa hệ thống đo đếm và siết chặt kiểm tra chống tổn thất thương mại: Hoàn thành thay thế 100% công tơ cơ khí sang công tơ điện tử có tính năng đo xa (duy trì tối thiểu 4.200 công tơ/năm); kiểm tra định kỳ trên 9.200 hệ thống đo đếm và rà soát hơn 15.000 khách hàng; kiên quyết xử lý triệt để các hành vi câu móc trộm cắp điện nhằm ngăn ngừa thất thoát hàng chục nghìn kWh mỗi năm. Giải pháp do Phòng Kinh doanh phối hợp với chính quyền địa phương triển khai thường xuyên.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Nội dung và kết quả thực nghiệm của luận văn mang lại giá trị tham chiếu thiết thực cho 4 nhóm đối tượng trọng tâm:

1. Ban Giám đốc và Đội ngũ Kỹ sư vận hành tại các Công ty Điện lực, Điện lực quận/huyện trực thuộc Tổng công ty Điện lực miền Nam (EVN SPC) và các Tổng công ty Điện lực thành viên: Cung cấp case study thực tế và quy trình chuẩn hóa trong việc phân tích lưới điện nông thôn tiếp nhận có bán kính cấp điện dài, phụ tải tưới tiêu đột biến theo mùa.

2. Chuyên viên Quản lý Kỹ thuật, Điều độ và Kinh doanh điện năng: Tiếp cận mô hình kết hợp toàn diện giữa các giải pháp kỹ thuật công nghệ (CAPO, cân pha, cấy trạm) và quản lý thương mại (kiểm chuẩn đo đếm, xử lý gian lận điện lực) để hoàn thành các chỉ tiêu giao khoán tổn thất hàng năm.

3. Học viên Cao học, Nghiên cứu sinh và Giảng viên chuyên ngành Kỹ thuật điện, Hệ thống điện: Sử dụng như một tài liệu tham khảo mẫu mực về phương pháp luận ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT trong mô phỏng trào lưu công suất, phân tích chế độ xác lập và tối ưu hóa hệ thống điện phân phối thực tế.

4. Các Đơn vị Tư vấn Thiết kế, Quy hoạch phát triển năng lượng: Khai thác các số liệu thực nghiệm về đồ thị phụ tải đặc trưng của vùng chuyên canh cây công nghiệp Tây Nguyên để tính toán chính xác dung lượng trạm và tiết diện dây dẫn trong các dự án đầu tư công trình lưới điện trung - hạ thế.

Câu hỏi thường gặp

1. Tại sao tỷ lệ tổn thất điện năng trên lưới hạ áp của Điện lực Lâm Hà lại cao hơn đáng kể so với lưới trung áp? Tổn thất hạ áp năm 2017 chiếm tới 4,1% trong khi trung áp chỉ chiếm 1,46% là do lưới hạ áp nông thôn tiếp nhận có bán kính cấp điện quá dài (từ 800 m đến trên 1.000 m), nhiều chủng loại dây dẫn chắp vá và tiết diện nhỏ. Hơn nữa, mật độ phụ tải sinh hoạt phân tán khiến dòng điện chạy trên dây dài gây sụt áp và tổn hao nhiệt lớn.

2. Phần mềm PSS/ADEPT hỗ trợ giải quyết bài toán giảm tổn thất điện năng như thế nào? PSS/ADEPT cung cấp hai công cụ then chốt: module Load Flow giúp phân tích trào lưu công suất, điện áp và dòng điện trên từng nút để phát hiện điểm sụt áp; và module CAPO cho phép tính toán tự động vị trí cùng dung lượng tụ bù tối ưu nhất, giúp giảm tổn thất công suất tác dụng và phản kháng với sai số kiểm chứng dưới 5%.

3. Phụ tải tưới tiêu nông nghiệp mùa khô tại huyện Lâm Hà tác động ra sao đến tổn thất điện năng? Vào mùa khô từ tháng 11 đến tháng 4, các hộ nông dân đồng loạt vận hành máy bơm công suất lớn để tưới cà phê và dâu tằm, tạo ra các đỉnh phụ tải nhọn vào lúc 8h, 12h và 17h-19h. Dòng công suất phản kháng tăng vọt làm sụt áp cuối nguồn, khiến máy biến áp vận hành quá tải cục bộ và đẩy tổn thất công suất tăng theo hàm bậc hai của dòng điện.

4. Việc lắp đặt tụ bù hạ áp trước thời điểm nghiên cứu tại Lâm Hà có tồn tại nhược điểm gì? Trước đây, toàn huyện có 415 vị trí bù hạ áp với 3.767,5 kVAr nhưng chủ yếu lắp đặt thụ động tại thanh cái trạm biến áp mà không phân bổ sâu vào các nhánh phụ tải xa. Điều này dẫn đến hiện tượng một số trạm bị quá bù làm tăng điện áp không mong muốn vào giờ thấp điểm, trong khi cuối đường dây vẫn thiếu hụt công suất phản kháng nghiêm trọng.

5. Giải pháp nào mang lại hiệu quả nhanh nhất để giảm tổn thất trên xuất tuyến 471 Lâm Hà? Biện pháp khả thi và kinh tế nhất là khẩn trương cân đảo pha để khắc phục tình trạng lệch dòng nghiêm trọng (pha A đạt 337 A, pha B đạt 301 A, pha C đạt 275 A), kết hợp với việc cài đặt tối ưu 3 bộ tụ bù 300 kVAr theo khuyến nghị của module CAPO nhằm lập tức cắt giảm tổn thất công suất tuyến từ 6,55% về mức an toàn.

Kết luận

1. Nghiên cứu đã hệ thống hóa toàn diện cơ sở lý thuyết và phương pháp tính toán tổn thất điện năng, khẳng định tính ưu việt của việc ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT trong quản lý kỹ thuật lưới điện phân phối nông thôn.
2. Đánh giá chi tiết hiện trạng hạ tầng 401,448 km đường dây 22kV và 544 trạm biến áp của Điện lực Lâm Hà, làm rõ nguyên nhân gây tổn thất do bán kính cấp điện dài, mất cân bằng pha và phụ tải mùa vụ.
3. Đề xuất thành công gói giải pháp kỹ thuật đồng bộ gồm tối ưu hóa vị trí tụ bù theo thuật toán CAPO, nâng cấp dây dẫn trục chính tuyến 471 và cấy trạm biến áp hạ thế giúp đưa tỷ lệ tổn thất toàn huyện về mức 5,95% trong năm 2017.
4. Hoàn thiện quy chế quản lý điều hành, tăng cường đo đếm và cân pha định kỳ, mang lại hiệu quả kinh tế rõ rệt thông qua việc bảo toàn hàng triệu kWh điện thương phẩm.
5. Luận văn thiết lập lộ trình phát triển giai đoạn tiếp theo với trọng tâm là hiện đại hóa công nghệ đo xa và tự động hóa lưới điện phân phối (DAS) trong vòng 24 tháng tới.

Các đơn vị quản lý vận hành, kỹ sư hệ thống điện và quý độc giả quan tâm hãy tải ngay tài liệu đầy đủ hoặc liên hệ với tác giả để cùng trao đổi, áp dụng các giải pháp tối ưu hóa lưới điện vào thực tiễn sản xuất kinh doanh!

Trích đoạn nội dung tài liệu

Chương 1. TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG 1. Đặc điểm của lưới điện phân phối Cấu trúc và phương thức vận hành lưới điện phân phối có ảnh hưởng lớn đến các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của HTCCĐ, cụ thể là: - Chất lượng cung cấp điện ảnh hưởng trực tiếp đến các hộ tiêu thụ. - Tổn thất điện năng thường lớn gấp 3 đến 4 lần so với tổn thất điện năng ở lưới truyền tải.

Khi thiết kế lắp đặt lưới điện phân phối đảm bảo các chỉ tiêu: - An toàn cho lưới điện và con người; chi phí xây dựng lưới điện là kinh tế nhất. - Đảm bảo ít gây ra mất điện nhất, bằng các biện pháp cụ thể như có thể có nhiều nguồn cung cấp, có đường dây dự phòng. - Đảm bảo chất lượng điện năng cao nhất về ổn định tần số và ổn định điện áp. Độ biến thiên điện áp cho phép là ± 5%Uđm.

Đảm bảo chi phí duy tu, bảo dưỡng là nhỏ nhất. Cấu trúc lưới phân phối thường đa dạng, phức tạp. Số lượng nút, nhánh rất lớn do đó việc tính toán lưới phân phối gặp nhiều khó khăn. Chế độ vận hành bình thường của lưới phân phối là vận hành hở, hình tia hoặc xương cá.

Để tăng cường độ tin cậy cung cấp điện có thể sử dụng cấu trúc mạch vòng kín nhưng vận hành hở. Các nghiên cứu và thống kê từ thực tế vận hành cho thấy rằng nên vận hành LPP theo dạng hở bởi các lý do: - Vận hành đơn giản. - Trình tự phục hồi lai kết cấu lưới sau sự cố dễ dàng hơn. Bên cạnh đó, phụ tải của LPP đa dạng và phức tạp, do các phụ tải sinh hoạt, dịch vụ, tiểu thủ công nghiệp.

cùng trong 1 hộ tiêu thụ. Điều đó dẫn đến khó khăn cho việc tính toán và xây dựng các đồ thị phụ tải đặc trưng. Vai trò và ý nghĩa của bài toán xác định tổn thất công suất và tổn thất điện năng 1. Tính toán TTCS và TTĐN trong bài toán thiết kế cung cấp điện Trong quá trình thiết kế quy hoạch hệ thống điện chúng ta thường sử dụng hàm chi phí tính toán như một tiêu chí chính để lựa chọn phương án hợp lý.

Hàm chi phí tính toán được viết dưới dạng đơn giản: Z = (avh +atc). 1) Trong đó: Z1: Thành phần phụ thuộc vào vốn đầu tư xây dựng mạng điện. 2) + Kđ: Vốn đầu tư xây dựng mạng điện. + avh ,atc: Hệ số vận hành, hệ số hiệu quả vốn đầu tư.

Z2: thành phần phụ thuộc vào tổn thất điện năng của mạng. 3) max + Imax : Dòng điện cực đại đi trên nhánh (A) + R : Điện trở dây dẫn ( ) + : Thời gian tổn thất công suất lớn nhất (h) + g: Giá tiền 1 kWh TTĐN (đ/kWh). 1) sẽ đạt cực tiểu khi phương án nối dây của mạng điện vừa có vốn đầu tư nhỏ nhất vừa có phí tổn vận hành nhỏ nhất. Điều đó có nghĩa là Z1 (phụ thuộc về mặt kinh tế) và Z2 (phụ thuộc về mặt kỹ thuật) phải đồng thời cực tiểu.

Nhưng điều đó luôn mâu thuẫn. Việc tăng giá trị Z1 sẽ làm giảm giá trị Z2 và ngược lại. Vấn đề cần phải dung hòa giá trị của các quan hệ trên để sao cho lưới điện thiết kế đạt được hiệu quả kinh tế - kỹ thuật. Muốn vậy phải giữ giá trị tổn thất công suất 5 trong một giới hạn cho phép.

Khi so sánh lựa chọn phương án tối ưu chúng ta thường sử dụng các số liệu tính toán ứng với chế độ phụ tải cực đại để lựa chọn tiết diện dây, kiểm tra các điều kiện về mặt kỹ thuật. Các hệ số sử dụng trong tính toán có thể được lấy từ các sổ tay thiết kế hoặc kinh nghiệm nên dẫn đến sai số, tuy vậy điều đó không làm ảnh hưởng đáng kể đến kết quả lựa chọn phương án tối ưu. Tính toán TTCS và TTĐN trong quản lý vận hành HTĐ Các phần tử của lưới được thiết kế, xây dựng trên cơ sở đảm bảo các yêu cầu kinh tế - kỹ thuật. Tuy nhiên trong quá trình vận hành do sự biến động của phụ tải theo thời gian làm cho các thông số lưới thiết kế không còn phù hợp, dẫn đến các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của lưới có thể không đạt được mong muốn như thiết kế.

Từ thực tế đó xuất hiện bài toán vận hành nhằm mục đích hiệu chỉnh lại bài toán thiết kế. Sự khác biệt giữa bài toán vận hành và bài toán thiết kế là trên cơ sở cấu trúc lưới điện có sẵn, biết được các giá trị thông số vận hành, tiến hành tính toán kiểm tra lại các thông số chế độ của lưới điện để xác định xem lưới đó có đảm bảo các yêu cầu kỹ thuật và vận hành kinh tế nữa hay không. Trên cơ sở tính toán cho phép phân tích tình trạng kỹ thuật của lưới điện, đề xuất các giải pháp kỹ thuật để nâng cao hiệu quả kinh tế. Một trong những giải pháp cơ bản là giảm TTCS, TTĐN.

Dễ nhận thấy rằng khi TTĐN giảm một tỷ lệ dù rất nhỏ cũng mang lại hiệu quả kinh tế. Muốn đạt được những điều đó cần phải có phương pháp tính toán chính xác TTCS, TTĐN. Các thông tin nhận được sẽ là cơ sở phân tích các nguyên nhân gây nên tổn thất từ đó cho phép đề xuất các phương pháp hợp lý, hiệu quả để giảm tổn thất. Những lưu ý khi tính toán TTCS và TTĐN a.

Đặc điểm tính toán TTCS và TTĐN + Đặc điểm tính toán TTCS, TTĐN trong quá trình thiết kế: - Không đòi hỏi độ chính xác cao. - Thiếu thông tin khi thực hiện tính toán (chưa có biểu đồ phụ tải, không có phương thức vận hành cụ thể,…). 6 - Phương pháp tính thường được sử dụng sao cho dễ dàng, nhanh chóng. Do đó có thể áp dụng các phương pháp đơn giản, độ chính xác vừa phải.

+ Đặc điểm tính toán TTCS, TTĐN trong quản lý vận hành: - Yêu cầu độ chính xác cao. - Có đủ thông tin để tính toán như biểu đồ phụ tải, trạng thái các trang thiết bị bù, đầu phân áp làm việc của máy biến áp… - Có thời gian nghiên cứu tính toán so sánh với các số liệu thống kê đo lường. Do đó cần áp dụng các phương pháp chính xác, xét được đầy đủ các yếu tố. Lựa chọn và xây dựng phương pháp tính toán TTCS và TTĐN Do đặc trưng của phụ tải điện, lưới điện của từng Quốc gia khác nhau nên việc sử dụng sử phương pháp tính toán TTĐN của từng nước sẽ khác nhau, không thể áp dụng một cách áp đặt phương pháp tính toán của nước này cho nước khác.

Đối với lưới điện Việt Nam trong quá trình tư vấn thiết kế do thiếu hoặc không đầy đủ số liệu đầu vào như biểu đồ phụ tải, thời gian sử dụng công suất cực đại Tmax, thời gian TTCS cực đại τ, mật độ dòng điện kinh tế, các quy định về chất lượng điện áp, giá trị giới hạn cho phép về tổn thất… nên thường lấy theo số liệu của nước ngoài dẫn đến sai số ngay từ khâu thiết kế, mặt khác do chưa chủ động được vấn đề tài chính nên khó giải quyết đồng bộ các yêu cầu kỹ thuật. Điều đó có thể làm xấu chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật khi đưa lưới điện vào vận hành. Trong quá trình quản lý vận hành lưới điện để xác định chính xác các thông số vận hành, các chỉ tiêu kỹ thuật chưa có đầy đủ thông số. Các phương tiện đo đếm thiếu hoặc không đồng bộ, các công cụ và phương pháp tính toán để đánh giá TTCS và TTĐN chưa hợp lý.

Các đơn vị điện lực quản lý vận hành lưới điện thường sử dụng các chương trình tính toán của nước ngoài mà đa số các chương trình tính đó không phù hợp cho bài toán vận hành. Do đó không xác định được chính xác giá trị tổn thất, thường giá trị tổn thất quy định cho từng đơn vị chỉ mang ý nghĩa chỉ tiêu kế hoạch cho nên không phân tích được chính xác các nguyên nhân dẫn đến tổn thất trong lưới, đây là vấn đề quan tâm hàng đầu trong công tác quản lý vận hành lưới điện. Các phương pháp tính toán tổn thất điện năng trong lưới phân phối a. Tính toán TTĐN trong các bài toán thiết kế Khi tính toán thiết kế, với yêu cầu độ chính xác không cao, có thể áp dụng nhiều tính gần đúng.

Trên cơ sở giải thiết đã xác định được TTCS ứng với chế độ phụ tải cực đại ∆Pmax .Tổn thất điện năng được tính theo công thức đơn giản sau: Với cách tính này chỉ cần xác định 2 đại lượng ∆Pmax và. Trị số ∆Pmax có thể xác định theo các chương trình tính toán đã nêu hoặc theo các cách tính gần đúng. Khó khăn chính là xác định. Thường trong tính toán của chúng ta hiện nay giá trị của được xác định theo biểu thức sau: - Công thưc kinh điển: (0,124 Tmax .5) - Công thức Kenzevits: 8760 Tmax Pmin (1.Pmin Pmax 1 8760 Pmax - Công thức Vanlander: Tmax T 8760[(0,13.7) 8760 8760 - Tra đường cong tính toán: f (Tmax .8) Các công thức trên chỉ là gần đúng, lấy theo thực nghiệm và tiệm cận hóa, nhất là được xác định trên những lưới điển hình, có cấu trúc tiêu chuẩn của nước ngoài.

Điều này có thể không phù hợp với điều kiện của LPP Việt Nam. Tính toán TTĐN trong hệ thống cung cấp điện Về lý thuyết TTĐN trên mỗi nhánh của mạng phân phối được xác định theo công thức sau: t A 3.9) 0 8 Trong đó: It là dòng hiệu dụng chạy trong nhánh có điện trở R, biến thiên theo thời gian tương ứng với sự thay đổi của biểu đồ phụ tải. Tại mỗi thời điểm dòng It phụ thuộc các thông tin trạng thái các phần tử hệ thống, vào chế độ phụ tải các nút xác định theo hệ phương trình chế độ xác lập. Vấn đề được quan tâm là xác định TTĐN tổng theo các thông tin trạng thái thực hệ thống.

Các phương pháp kinh điển - Phương pháp phân tích đồ thị Giả sử cho được quy luật biến thiên của dòng điện như hình 1-1 với hệ tọa độ I(t).1: Đồ thị phụ tải chữ nhật hóa Hình 1.2:Đồ thị phụ tải hình thang hóa Chia trục hoành (t) thành n đoạn bằng nhau với độ dài ∆t. Như vậy việc xác định TTĐN được thay bằng việc tính diện tích các hình chữ nhật (Hình 1.1) hay hình thang (Hình 1. Biểu thức dưới dấu tích phân trong trường hợp thứ nhất sẽ bằng: t n 2 2 1 n 2 I (t ).