ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA THÁI HỒNG LĨNH ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC BỐ TRẠCH, TỈNH QUẢNG BÌNH Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số: 8520201 TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT Đà Nẵng - Năm 2018 Cơng trình hồn thành TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA Người hướng dẫn khoa học: TS TRẦN VINH TỊNH Phản biện 1: TS TRẦN TẤN VINH Phản biện 2: TS LÊ ĐỨC TÙNG Luận văn bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ kỹ thuật điện họp Trường Đại học Bách khoa vào ngày 27 tháng 10 năm 2018 * Có thể tìm hiểu luận văn tại: - Trung tâm Học liệu Truyền thông Trường Đại học Bách khoa Đại học Đà Nẵng - Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa – Đại học Đà Nẵng MỞ ĐẦU Lý chọn đề tài Trong năm qua, kinh tế xã hội tỉnh Quảng Bình có bước phát triển vượt bậc Cùng với phát triển không ngừng thành phần kinh tế, đời sống nhân dân ngày ổn định cải thiện, phát triển kéo theo nhu cầu sử dụng điện ngày gia tăng Lưới điện tỉnh Quảng Bình xây dựng từ năm kháng chiến chống Mỹ, đến lưới điện vươn dài, vươn xa đến miền quê tồn tỉnh Hiện có 161/163 xã phường, 99.5% hộ gia đình sử dụng điện lưới quốc gia Tuy nhiên đa số lưới điện xây dựng từ lâu, tiếp nhận từ nhiều nguồn khác nhau, tồn nhiều cấp điện áp vận hành, đến chưa có điều kiện cải tạo đồng hay xây dựng hoàn toàn nên tổn thất điện đường dây thường vượt quy định, không đạt yêu cầu chất lượng điện tiêu kinh tế ngành điện đề Giảm tổn thất điện khơng góp phần tăng khả truyền tải cung ứng điện, nâng cao chất lượng điện mà đem lại hiệu kinh tế lớn cho kinh tế - xã hội, cho ngành điện cho hộ tiêu thụ Thực lộ trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam đến năm 2020 giảm tổn thất điện 6,5%, Công ty Điện lực Quảng Bình phải phấn đấu giám tổn thất điện mức 4,95% Điện lực Bố Trạch có tổn thất điện năm 2017 7,28% cao mặt chung tồn Cơng ty 6,28% Cơng ty Điện lực Quảng Bình giao lộ trình đến cuối năm 2020 phải đạt tỷ lệ tổn thất điện 4,96% (trung bình năm giảm khoảng 0,77%), nhiệm vụ khó khăn đòi hỏi nỗ lực lớn Điện lực Bố Trạch nói riêng Cơng ty Điện lực Quảng Bình nói chung Từ thực tế trên, công tác quản lý vận hành lưới điện phân phối, vấn đề tính tốn, phân tích biện pháp tổ chức, biện pháp kỹ thuật nhằm giảm tổn thất điện ln có ý nghĩa quan trọng Xuất phát từ lý nêu trên, đề tài “Đề xuất giải pháp giảm tổn thất điện lưới điê ̣n phân phối Điện lực Bố Trạch, tỉnh Quảng Bình” đề xuất nghiên cứu Đây vấn đề thường xuyên cán kỹ thuật Công ty Điện lực Quảng Bình quan tâm nghiên cứu Mục đích nghiên cứu - Phân tích, ưu nhược điểm phương pháp tính tốn tổn thất điện lưới điện phân phối Lựa chọn phương pháp tính tốn thích hợp lưới điện phân phối Điện lực Bố Trạch, tỉnh Quảng Bình - Thu thập liệu vận hành nguồn phụ tải để xây dựng đồ thị phụ tải điển hình đă ̣c trưng cho lưới phân phớ i Điện lực Bố Trạch, tỉnh Quảng Bình - Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT tiń h toán đánh giá tổn thất điện cho phương án vâ ̣n hành hiê ̣n ta ̣i So sánh với kết tính tốn tổn thất điện áp dụng - Đề xuất giải pháp giảm tổn thất điện cơng tác quản lý vận hành để phấn đấu hồn thành lộ trình giảm tổn thất điện Điện lực Bố Trạch theo đề án Công ty Điện lực Quảng Bình phê duyệt Đối tượng phạm vi nghiên cứu: - Đối tượng nghiên cứu: Tổn thất điện lưới điện phân phối - Phạm vi nghiên cứu: Lưới điện phân phối thuộc Điện lực Bố trạch, tỉnh Quảng Bình Phương pháp nghiên cứu: Sử dụng phương pháp nghiên cứu lý thuyết thực nghiệm: - Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: Nghiên cứu tài liệu, giáo trình, sách tham khảo,…viết vấn đề tính tốn tổn thất cơng suất tổn thất điện năng, giải pháp giảm tổn thất điện lưới điện phân phối - Phương pháp thực nghiệm: dùng phần mềm PSS/ADEPT để mơ tính tốn tổn thất công suất, tổn thất điện năng, xác định thông số vận hành, đánh giá thực trạng lưới điện, trạng tổn thất lưới điện Điện lực Bố Trạch Từ phân tích, đề xuất giải pháp giảm tổn thất điện Đặt tên đề tài: Căn vào mục đích, đối tượng, phạm vi phương pháp nghiên cứu, đề tài đặt tên : “Đề xuất giải pháp giảm tổn thất điện lưới điện phân phối Điện lực Bố Trạch, tỉnh Quảng Bình” Bố cục của luận văn: Ngồi phần mở đầu, kết luận, tài liệu tham khảo phụ lục luận văn gồm có chương sau : - Chương 1: Tổng quan TTCS TTĐN lưới điện phân phối - Chương 2: Các giải pháp giảm TTĐN, phần mềm thu thập số liệu, tính tốn TTĐN - Chương 3: Thực trạng cơng tác quản lý vận hành, kinh doanh điện Điện lực Bố Trạch - Chương 4: Đề xuất giải pháp giảm TTĐN lưới điện phân phối Điện lực Bố Trạch TỔNG QUAN VỀ TTCS & TTĐN TRONG LĐPP 1.1 Khái quát chung lưới điện Hệ thống điện tập hợp bao gồm nhà máy điện, trạm biến áp nâng, hạ thế, đường dây truyền tải, phân phối hộ sử dụng điện kết nối với thành thể thống từ sản xuất, truyền tải phân phối điện 1.2 Vai trò, đặc điểm, sơ đồ lưới điện phân phối 1.2.1 Vai trò lưới điện phân phối: - Cung cấp điện trực tiếp đến khách hàng sử dụng điện địa phương, khu vực 1.2.2 Đặc điểm lưới điện phân phối: - LĐPP trung áp thường nhận điện từ: + Thanh thứ cấp trạm biến áp 110, 220kV + Các trạm biến áp trung gian 35/6kV, 35/10kV, 35/15kV 35/22kV + Thanh nhà máy điện, trạm phát diesel, trạm pin mặt trời, điện gió… 1.2.3 Sơ đồ cấp điện lưới điện phân phối - Thường có dạng sơ đồ: 1.2.3.1 Sơ đồ hình tia 1.2.3.2 Sơ đồ mạch vòng 1.3 Tổn thất cơng suất phương pháp tính 1.3.1 Tổn thất cơng suất: Bài tốn phân bố cơng suất thường áp dụng cho hệ thống pha cân 1.3.2 Phương pháp tính tổn thất công suất: 1.3.2.1 Tổn thất công suất đường dây tải điện: a Đường dây có phụ tải P "2 + Q " S" P = 3I R = R = R U 22 U 22 2 P "2 + Q " S" Q = 3I X = X= X U2 U2 (1.1) 2 (1.2) b Đường dây có nhiều phụ tải • • • • S ' = S a − ( S b + S c ) (1.3) c Đường dây phụ tải phân bố 2 0 P =  d P =  3( I x ) r0 dx = r0 LI = RI L 1.3.2.2 Tổn thất công suất qua máy biến áp : S0 = P0 + jQ0 Q0 = I0Sdm/100 (1.4) (1.5) (1.6) 1.3.2.3 Tổn thất công suất thiết bị bù Ptụ = pr tụ * Qđm tụ (1.7) 1.4 Tổn thất điện Tổn thất điện hệ thống điện lượng điện tiêu hao cho trình truyền tải phân phối điện từ nhà máy điện qua hệ thống lưới điện truyền tải, lưới điện phân phối đến hộ sử dụng điện Tổn thất điện gồm: TTĐN kỹ thuật TTĐN phi kỹ thuật 1.4.1 Tổn thấ t kỹ thuật Tổn thất kỹ thuâ ̣t nguyên nhân chủ yếu sau: - Đường dây dài, bán kính cấp điện lớn, tiết diện dây dẫn nhỏ - Máy biến áp vâ ̣n hành không tải, non tải tải - Do thiế t bi ̣cũ, la ̣c hâ ̣u có hiê ̣u suấ t thấ p - Thành phần sóng hài; Tở n thấ t dòng rò - Hệ thống nố i đấ t trực tiế p, lă ̣p la ̣i không tố t - Hành lang tuyế n không đảm bảo - Dung lươ ̣ng bù không hơ ̣p lý, cosφ thấp - Vâ ̣n hành với sơ đồ kết dây không tối ưu - Công tác cân pha, san tải không - Các điể m tiế p xúc, các mố i nố i tiế p xúc kém làm tăng nhiê ̣t đô ̣, tăng TTĐN - Các đường dây điê ̣n áp cao từ 110kV trở lên có hiê ̣n tươ ̣ng vầ ng quang điê ̣n 1.4.2 Tổn thấ t phi kỹ thuật Tổn thất phi kỹ thuật nguyên nhân sau: - Các thiế t bi ̣đo đế m có thông số quá lớn hay quá nhỏ hoă ̣c không đa ̣t cấ p chiń h xác - Do các tác đô ̣ng làm hư hỏng, sai lê ̣ch cho hệ thống đo đế m - Treo số công tơ - Khách hàng phát sinh mới, khơng đưa vào khai thác, tính tốn hóa đơn - Khơng tốn chậm tốn hóa đơn tiền điện - Sai sót thống kê phân loại tính hóa đơn khách hàng 1.5 Các phương pháp tính tốn TTĐN LĐPP TTĐN LĐPP xác định theo công thức sau: t A = 3R  I t2 dt o (1.8) Các phương pháp tính tốn TTĐN LĐPP: 1.5.1 Phương pháp tích phân đồ thị t  2 n −1  −3 A = 3R  I + I n + 2 I t .10 2n  t −1  Phương pháp tích phân đồ thị có độ xác cao, khó thực (1.9) 1.5.2 Phương pháp dòng điện trung bình bình phương ΔA=3I2tbbpRT.10-3 Giá trị Itb tính gần theo cơng thức kinh nghiệm Dalesxky: Itbbp = Imax(0,12 + Tmax.10-4) Hoặc theo dòng điện cực đại thời gian TTCS cực đại τ: T  Itbbp = I max (1.10) (1.11) (1.12) 1.5.3 Phương pháp thời gian tổ n thấ t T A = 3R  I t2 dt = 3RI max  o (1.13) Để xác định TTĐN cần phải xác định τ Quan hệ τ =f (Tmax, cosφ) có nhiều phương pháp xây dựng khác xác định τ công thức kinh nghiệm: - Công thức kinh điển:  = (0.124 + Tmax.10-4)2.8760 (1.14) - Công thức Kenzevits:  = 2Tmax − 8760 + 8760 − Tmax T 2P + max − 8760 Pmax  Pmin 1 −  Pmax    (1.15)  T   T    = 8760. 0,13 max  +  0,87 max   8760   8760    (1.16) - Tra đường cong tính toán:  = f(Tmax,cos) (1.17) 1.5.4 Phương pháp đường cong tổ n thấ t ΔPi = ΔPkt +ΔPt TTĐN ngày (24h) sẽ là: (1.18) 24 A = Ao +  Ati i =o (1.19) 1.5.5 Phương pháp tính tốn TTĐN theo quy định EVN ∆A = ∆Po x T + ∆Pmax x Kđt x T  Si  Kdt =    x 24  S max  24 % = 1.6 Kết luận chương (1.20)  x100%  (1.21) (1.22) CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CÁC PHẦN MỀM THU THẬP SỐ LIỆU, TÍNH TỐN TTĐN Các giải pháp điển hình để giảm TTĐN lưới điện: 2.1 Cải ta ̣o lưới điêṇ có 2.1.1 Phát triển lưới điện truyền tải, thống cấp điện áp LĐPP - Xây dựng các đường trục truyề n tải - Chuyển đổi cấp điện áp LĐPP cấp 22kV 2.1.2 Xây dựng các nhà máy và các tra ̣m biến áp ở các trung tâm phụ tải 2.1.3 Nâng tiết diện LĐPP và biế n đổ i ̣ thố ng phân phố i một pha thành ba pha 2.1.4 Giảm tổ n thấ t các máy biế n áp phân phố i 2.2 Bù kinh tế lưới điện phân phối 2.2.1 Ý nghĩa việc bù công suất phản kháng: - Giảm tổn thất công suất mạng điện - Giảm tổn thất điện áp mạng điện - Tăng khả truyền tải đường dây máy biến áp 2.2.2 Tính tốn bù kinh tế lưới phân phối Gọi Z chi phí tính tốn tồn năm đặt tụ điện tĩnh có dung lượng Qb mạng điện có phụ tải S=P+jQ Phí tổn Z bao gồm phần : - Phí tổn đặt tụ điện : Z1 =(avh+atc)Kb = (avh+atc) Kb* Qb - Phí tổn tổn thất điện thân TĐT tiêu thụ Z2 =C0.∆Ab= C0 P*b.T = C0 P*b Qb.T - Phí tổn tổn thất điện mạng điện sau có đặt TĐT: Z3 = C0 ∆A = C0∆Pτ = C0 (Q − Q2 b )  R U (2.1) (2.2) (2.3) - Vậy phí tổn tính tốn tổng mạng điện sau đặt TĐT : Z = Z1 + Z + Z3 = (avh + atc ) Kb*Qb + C0 Pb* Qb T + C0 (Q − Qb ) R U2 (2.4) - Để xác định công suất tụ điện tĩnh ứng với phí tổn tính tốn bé ta lấy đạo hàm Z tổng theo Qb cho không 2C (Q − Q ) Z = (avh + atc ) K b* + C0 Pb* − R. Qb U (2.5) Từ : 2C (Q − Q ) Z = (avh + atc ) K b* + C0 Pb* − R. Qb U (2.6) * Trong công thức Q tính MVAR, Pb đồng/MVAR, C0 đồng/MVA, U KW, Qb tính MVAR 2.3 Vận hành LĐPP với phương thức tối ưu - Sử dụng phần mềm thực tính tốn tối ưu chế độ vận hành, lập phương án xử lý trường hợp cố, sa thải phụ tải, chuyển tải công tác - Đưa trạm biến áp phân phối vào sâu trung tâm phụ tải - Cân phụ tải pha - Hạn chế thành phần sóng hài - Hốn chuyển máy biến áp non tải với máy biến áp tải 2.4 Cải thiêṇ về điề u kiêṇ vận hành 2.4.1 Giảm tổ n thấ t thông qua điều độ kinh tế ̣ thố ng 2.4.2 Cung cấ p trực tiế p bằ ng điê ̣n áp cao các phụ tải 2.4.3 Giảm tổ n thấ t thông qua cải thiê ̣n ̣ số phụ tải 2.5 Giảm tổ n thấ t phi kỹ thuật - Đảm bảo chất lượng kiểm định công tơ đo đếm - Lắp hệ thống đo đếm xác, sơ đồ đấu dây - Thường xuyên kiểm tra, phát thay thiết bị đo đếm bị cố - Ứng dụng công nghệ để quản lý hệ thống đo đếm - Ghi số lộ trình, thời gian ghi, xác mã lộ, mã trạm - Lắp cơng tơ điện tử có giám sát xa đầu nguồn, ranh giới, TBA phụ tải - Tăng cường công tác kiểm tra chống hành vi lấy cắp điện - Thực phúc tra ghi số cơng tơ quy trình kinh doanh 2.6 Các phần mềm quản lý, thu thập số liệu tính tốn TTĐN 2.6.1 Hệ thống thơng tin quản lý khách hàng CMIS: Hệ thống thông tin quản lý bao gồm phân hệ sau: cấp điện, cơng nợ, hợp đồng, hóa đơn, đo đếm, kinh doanh, tổn thất Phiên CMIS 3.0 2.6.2 Hệ thống quản lý liệu đo đếm – MDMS EVNCPC - Tác giả sử dụng chương trình MDMS để xây dựng đồ thị phụ tải ngày điển hình mùa mưa mùa nắng xuất tuyến trung áp 22 kV, 35 kV tổng thể lưới điện Bố Trạch 2.6.3 Giới thiệu chương trình tính tốn PSS/ADEPT 2.6.3.1 Tổng quan PSS/ADEPT PSS/ADEPT viết tắt từ tên gọi Power System Simulator/Advanced Distribution Engineering Productivity Tool Đây phần mềm hãng Shaw Power Technologies xây dựng công cụ để thiết kế, phân tích, tính tốn qui hoạch lưới điện phân phối 2.6.3.2 Các bước triển khai tính tốn mục tiêu để triển khai tính tốn PSS/ADEPT là: Hình 2.2: Các bước triển khai tính tốn PSS/ADEPT 2.6.3.3 Module tính tốn trào lưu cơng suất (Load Flow) - Phần mềm PSS/ADEPT giải tốn phân bố cơng suất phép lặp 2.6.3.4 Module tính tốn điểm dừng tối ưu (TOPO) - TOPO tối ưu hoá phần hệ thống hình tia nối với nút gốc 2.6.3.5 Module tính tốn bù tối ưu (CAPO) - CAPO đặt tụ bù lưới cho kinh tế - CAPO chọn nút cho tụ bù thứ n để số tiền tiết kiệm lớn 2.7 Kết luận chương 10 3.4.2 Tình hình thực TTĐN Hiện tổn thất điện Điện lực tính tốn theo 02 phương pháp sau: 3.4.2.1 Khái niệm cách tính tổn thất điện theo phiên kinh doanh: - TTĐN tính: ATT = AN - AG – ATP - Cách tính đơn giản trình thực hiện, lũy kế dài sai số nhỏ - Nhược điểm: kết tính tốn khơng xác, có sai số lớn Do đó, vào kết để xây dựng phương án giảm tổn thất điện cho đơn vị 3.4.2.2 Khái niệm cách tính tổn thất theo phiên 01 hàng tháng: a TTĐN lưới điện trung áp: - Tổng điện nhận lưới điện trung áp: ATA nhận = ANM_TA+AIPP_TA+Anm_TA+ANN_TA+ATT_TA+AĐL_TA+ACA_TA+AKH_TA (3.1) + Tổng điện giao lưới điện trung áp: ATA giao = ATA_NM+ATA_IPP+ATA_nm+ATA_NN+ATA_TT+ATA_ĐL+ATA_CA+ATA_KH + Điện tổn thất: ∆ATA = ATA nhận - ATA giao + Tỷ lệ tổn thất: ∆ATA% = ∆ATA / (ATA nhận - ATA OTT)x100% b TTĐN lưới điện hạ áp: + Tổng điện nhận lưới điện hạ áp: AHA nhận = ATBACC + AKH_HA - Tổng điện giao lưới điện hạ áp: AHA giao = AHA_KH + Tỷ lệ tổn thất: ∆AHA% = (AHA nhận - AHA giao ) / AHA nhận x100% + Điện tổn thất: ∆AHA = (A*TBACC + AKH_HA ) x ∆AHA% c TTĐN đơn vị: + Điện tổn thất trung áp: ∆ATA = (ATA nhận - ATA OTT) x ∆ATA% + Điện tổn thất hạ áp: ∆AHA = (A*TBACC + AKH_HA ) x ∆AHA% (3.2) (3.3) (3.4) (3.5) (3.6) (3.7) (3.8) (3.9) (3.10) + Tỷ lệ tổn thất: ∆AĐL% = ATA + AHA x100% AĐL nhan − AĐL OTT (3.11) - Ưu điểm: phân tích, đánh giá TTĐN hàng tháng đơn vị xác Có thể tính TTĐN khu vực nhỏ, dễ dàng đề giải pháp giảm TTĐN phù hợp cho khu vực 11 Nhược điểm: Ghi số bổ sung lúc 0h00 ngày 01 hàng tháng, thực qua hệ thống đo xa 3.4.2.3 Số liệu TTĐN Điện lực Bố Trạch năm 2016, 2017, tháng 2018 Bảng 3.2 TTĐN năm 2016, 2017 tháng 2018 theo phiên 01 hàng tháng TT Khu vực TTĐN Đơn vị 2016 2017 tháng 2018 TTĐN hạ áp Tỷ lệ TTĐN trung áp 3.893.029 2.698.061 5,12 4,49 4,22 kWh 3.732.625 3.359.572 2.352.192 3,64 2,97 2,82 7.251.173 7.252.601 5.050.253 7,08 6,42 6,12 % TTĐN tổng Tỷ lệ 3.518.548 % Tỷ lệ kWh kWh % 3.5 Tính toán TTĐN kỹ thuật phần mềm PSS/ADEPT 3.5.1 Sơ đồ lưới điện tính tốn Sơ đồ tính tốn lưới điện theo phương thức kết dây sau: Hình 3.2 Sơ đồ lưới điện Điện lực Bố Trạch 3.5.2 Phương pháp thu thập số liệu tính tốn: - Số liệu dòng điện, điện áp, cơng suất, cosφ thơng qua hệ thống đo xa MDMS - Số liệu điện tiêu thụ hàng tháng từ chương trình CMIS 3.0 - Xây dựng phụ tải điển hình xuất tuyến theo mùa nắng mùa mưa 12 25.00 BIỂU ĐỒ PHỤ TẢI ĐIỂN HÌNH LƯỚI ĐIỆN BỐ TRẠCH 20.00 15.00 Pmùa hè(MW) 10.00 Pmùa đông(MW) Qmùa hè(MVAR) Qmùa đông(MVAR) 5.00 0.00 t(h) 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Hình 3.5 Đồ thị phụ tải điển hình lưới điện huyện Bố Trạch 3.5.3 Phương pháp tính tốn TTĐN: Chọn xuất tuyến 474 trạm trung gian Hồn Lão để tính TTĐN khoảng thời gian từ 01/1/2018 – 31/8/2018 theo phương pháp sau: 3.5.3.1 Tính tốn TTĐN theo hướng dẫn EVN: - Mùa nắng: từ 01/4/2018 đến 31/8/2018 + ∆Pmax hè = 42,11 (kW) + Kđt hè = 0,65 + thời gian tính tốn Thè= 153 x 24 = 3.672(h) + ∆Ahè = 16,508x3.672 + 42,11 x 0,65 x 3.672 = 161.125,5 (kWh) - Mùa mưa: từ 01/1/2018 đến 31/3/2018 + ∆Pmax đông = 43,679 (kW) + Kđt đông = 0,327 + thời gian tính tốn Tđơng= 90 x 24 = 2.160(h) + ∆Ađông = 16,508x2.160 + 43,679 x 0,327 x 2.160 = 66.508,6 (kWh) - Tổng tổn thất : ∆A = ∆Ahè + ∆Ađông = 227.634,1 (kWh) - Công suất nhận xuất tuyến 474 : A = 12.473.116 (kWh) - Tổn thất xuất tuyến 474 là: % = 227.634,1 x100% = 1,82% 12.473.116 13 3.5.3.2 Tính TTĐN theo phụ tải ngày điển hình: 3.50 BIỂU ĐỒ PHỤ TẢI MÙA NẮNG XT 474 TTG HOÀN LÃO 3.00 2.50 2.00 P(MW) 1.50 Q(MVAR) 1.00 0.50 0.00 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 t(h) Hình 3.6 Đồ thị phụ tải ngày điển hình mùa nắng XT 474 TTG Hoàn Lão 3.50 BIỂU ĐỒ PHỤ TẢI MÙA MƯA XT 474 TTG HOÀN LÃO 3.00 2.50 2.00 P(MW) 1.50 Q(MVAR) 1.00 0.50 0.00 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 t(h) Hình 3.7 Đồ thị phụ tải ngày điển hình mùa mưa XT 474 TTG Hồn Lão Điện tiêu thụ ngày: 24 24 A =  (Pi + Pi −1 ) i − (i − 1) =  (Pi + Pi −1 ) (3.12) i =1 2 i =1 14 ∆P(kW) ĐỒ THỊ TỔN THẤT CƠNG SUẤT MÙA NẮNG XT 474 HỒN LÃO 45.000 40.000 35.000 30.000 25.000 20.000 ∆P(kW) 15.000 10.000 5.000 t(h) - 101112131415161718192021222324 Hình 3.8 Đồ thị tổn thất công suất ngày điển hình mùa nắng XT 474 TTG Hồn Lão ĐỒ THỊ TỔN THẤT CÔNG SUẤT MÙA MƯA XT 474 HOÀN LÃO ∆P(kW) 50.00 45.00 40.00 35.00 30.00 25.00 ∆P(kW) 20.00 15.00 10.00 5.00 t(h) 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Hình 3.9 Đồ thị tổn thất cơng suất ngày điển hình mùa mưa XT 474 TTG Hoàn Lão Giá trị tổn thất điện ngày: 24 ΔA =  (Pi + Pi −1 ) i − (i − 1) = i =1 24  (Pi + Pi −1 ) i =1 (3.13) Áp dụng công thức (3.12) (3.13), ta tính bảng số liệu sau: Bảng 3.3 Tính tốn điện tiêu thụ tổn thất điện ngày điển hình mùa nắng XT 474 TTG Hoàn Lão Giờ P(kW) 2.330 2.280 2.270 2.310 ∆P(kW) 23,281 22,476 22,317 23,109 A(kWh) 2.360 2.305 2.275 2.290 ∆A(kWh) 23,84 22,88 22,40 22,71 15 Giờ 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 P(kW) 2.350 2.250 2.200 2.310 2.610 2.780 2.490 2.400 2.360 2.350 2.340 2.500 2.710 2.810 3.110 3.040 3.000 2.790 2.540 2.390 Tổng cộng ∆P(kW) 23,682 21,706 20,816 22,827 29,027 32,796 26,263 24,306 23,703 23,693 23,613 26,791 31,297 33,302 40,896 39,083 38,006 32,897 27,366 24,408 A(kWh) 2.330 2.300 2.225 2.255 2.460 2.695 2.635 2.445 2.380 2.355 2.345 2.420 2.605 2.760 2.960 3.075 3.020 2.895 2.665 2.465 60.520 ∆A(kWh) 23,40 22,69 21,26 21,82 25,93 30,91 29,53 25,28 24,00 23,70 23,65 25,20 29,04 32,30 37,10 39,99 38,54 35,45 30,13 25,89 657,66 Bảng 3.4 Tính tốn điện tiêu thụ tổn thất điện ngày điển hình mùa mưa XT 474 TTG Hoàn Lão Giờ 10 11 12 P(MW) 970 970 1.007 1.122 1.290 1.743 1.784 1.715 1.951 2.277 1.961 1.598 ∆P(kW) 4,15 4,15 4,45 5,48 7,12 13,00 15,56 12,61 16,16 21,94 16,31 10,83 A(kWh) 971,5 970,0 988,5 1.064,5 1.206,0 1.516,5 1.763,5 1.749,5 1.833,0 2.114,0 2.119,0 1.779,5 ∆A(kWh) 4,13 4,15 4,30 4,96 6,30 10,06 14,28 14,08 14,38 19,05 19,13 13,57 16 Giờ 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 P(MW) ∆P(kW) 9,74 1.510 10,67 1.571 12,66 1.711 21,98 2.275 36,32 2.941 43,28 3.209 29,07 2.628 19,67 2.158 12,83 1.736 7,19 1.303 4,87 1.066 4,11 973 Tổng cộng A(kWh) 1.554,0 1.540,5 1.641,0 1.993,0 2.608,0 3.075,0 2.918,5 2.393,0 1.947,0 1.519,5 1.184,5 1.019,5 41.469 ∆A(kWh) 10,28 10,21 11,67 17,32 29,15 39,80 36,17 24,37 16,25 10,01 6,03 4,49 344,14 - Tổn thất điện mùa nắng: + ΔAhè = ΔPoxThè + ΔAtngày hè Thè ΔAhè = 16,508 x 153 x 24 + 657,66 x 153 = 161.239,4 (kWh) - Tổn thất điện mùa mưa: + ΔAđông = ΔpoxTđông + ΔAtngày đông Tđông ΔAhè = 16,508 x 90 x 24 + 344,14 x 90 = 66.629,9 (kWh) - Tổn thất điện xuất tuyến 474 là: ΔA = ΔAhè + ΔAđông = 227.869,3 (kWh) % = 227.869, x100% = 1,83% 12.473.116 Kết tính tốn tổn thất điện theo phương pháp tương đương Thực tính TTĐN tất xuất tuyến theo hướng dẫn EVN 3.5.4 Tính tốn TTĐN lưới điện trung áp Điện lực Bố Trạch 3.5.4.1 Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính TTĐN lưới điện Bảng 3.5 TTĐN lưới điện Bố Trạch tháng năm 2018 TT Tên xuất tuyến TTĐN tháng mùa mưa 2018 (kWh) TTĐN tháng mùa nắng 2018 (kWh) TTĐN tháng năm 2018 (kWh) Thanh tháng năm 2018 (kWh) Tỷ lệ TTĐN (%) 35kV Bố Trạch 181.796 508.290 690.086 59.435.168 1,16 471 Hoàn Lão 56.845 116.248 173.094 9.579.565 1,81 474 Hoàn Lão 66.518 161.126 227.643 12.473.116 1,83 471 Nam Gianh 19.363 40.817 60.181 3.069.396 1,96 472 Nam Gianh 100.121 233.388 333.509 16.753.312 1,99 17 471 Hưng Trạch 29.310 58.221 87.531 4.517.200 1,94 472 Hưng Trạch 5.015 10.390 15.405 959.519 1,61 473 Hưng Trạch 83.264 185.945 269.209 10.788.228 2,50 475 Bắc Đồng Hới 64.769 115.558 180.326 10.172.649 1,77 10 479 Bắc Đồng Hới 83.073 165.204 248.277 12.865.382 1,93 690.074 1.595.188 2.285.262 82.473.199 2,77 Tổng cộng 3.5.4.2 So sánh kết TTĐN tính toán thực tháng năm 2018 Bảng 3.6 So sánh TTĐN lưới điện trung áp Bố Trạch thực tế tính tốn TT Tên xuất tuyến 10 35kV Bố Trạch 471 Hoàn Lão 474 Hoàn Lão 471 Nam Gianh 472 Nam Gianh 471 Hưng Trạch 472 Hưng Trạch 473 Hưng Trạch 475 Bắc Đồng Hới 479 Bắc Đồng Hới Lưới trung áp Tỷ lệ TTĐN thực tế tháng (%) 1,07 1,81 1,87 1,89 2,22 1,93 1,83 2,11 2,07 2,38 2,81 Tỷ lệ TTĐN tính tốn tháng (%) 1,16 1,81 1,83 1,96 1,99 1,94 1,61 2,50 1,77 1,93 2,77 Tăng/giảm (+/-) - 0,09 0,01 0,04 - 0,08 0,23 - 0,01 0,22 - 0,39 0,29 0,45 0,04 Bảng 3.7 TTĐN lưới điện Bố Trạch tính tốn năm 2018 TT Tên xuất tuyến 35kV Bố Trạch 471 Hoàn Lão 474 Hoàn Lão 471 Nam Gianh 472 Nam Gianh 471 Hưng Trạch 472 Hưng Trạch 473 Hưng Trạch 475 Bắc Đồng Hới 479 Bắc Đồng Hới 10 Tổng cộng TTĐN mùa mưa 2018 (kWh) TTĐN mùa nắng 2018 (kWh) TTĐN năm 2018 (kWh) Tỷ lệ Thanh năm TTĐN 2018 (kWh) (%) 365.613 114.323 133.775 38.942 201.354 58.946 10.086 167.453 607.955 139.042 192.719 48.821 279.151 69.637 12.428 222.405 973.567 253.365 326.493 87.763 480.504 128.582 22.514 389.858 85.638.294 13.967.992 17.982.538 4.493.837 24.007.122 6.578.058 1.409.586 15.645.359 1,14 1,81 1,82 1,95 2,00 1,95 1,60 2,49 130.257 138.216 268.473 15.108.668 1,78 167.069 1.387.815 197.597 1.907.970 364.666 3.295.785 19.138.777 119.885.739 1,91 2,75 18 3.5.5 TTĐN lưới điện hạ áp Điện lực Bố Trạch Bảng 3.8 TTĐN TBA công cộng năm 2017 năm 2018 TT Năm TBA 0%≤TTĐN ≤ 5% TBA 7%≥TTĐN >5,0% TBA 8%≥TTĐN> 7,0% TBA 10%≥TTĐN >8% TBA TTĐN>10% 2017 133 70 16 10 2018 160 57 13 - Số TBA CC có tổn thất 7%: Giảm từ 29 trạm xuống 19 trạm; số TBA CC có tổn thất 8%: giảm từ 13 trạm xuống còn6 trạm - Số TBA CC có tổn thất từ 5% đến 7%: Giảm từ 70 trạm xuống 57 trạm - Số TBA có TTĐN từ đến 5%: Tăng từ 133 trạm lên 160 trạm (tăng 27 trạm) 3.6 Kết luận chương 19 ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC ĐIỆN LỰC BỐ TRẠCH 4.1 Các giải pháp công tác tổ chức 4.2 Các giải pháp về quản lý vận hành 4.3 Các giải pháp công tác kinh doanh 4.3.1 Công tác tổng hợp, phân tích TTĐN 4.3.2 Cơng tác ghi chữ phúc tra ghi chữ 4.3.3 Quản lý hệ thống đo đếm 4.3.4 Cơng tác kiểm tra sử dụng điện 4.3.5 Nhóm giải pháp đầu tư xây dựng 4.4 Các giải pháp kỹ thuật 4.4.1 Giảm tổn thất máy biến áp Tổn thất không tải MBA chiếm tỷ lệ cao 45,82% tổn thất lưới điện trung Hiện có 36 MBA vận hành 15 năm, 33 máy tài sản ngành điện Đề xuất thay MBA Amorphous Tính tốn lượng điện tiết kiệm năm Bảng sau: Bảng 4.1 Tính tốn sản lượng điện tiết kiệm thay MBA Amorphous ∆Po ∑∆Po ∑∆Po ∆Po MBA Chủng Số MBA MBA MBA TT Amorphous loại MBA lượng thường Amorphous thường (W) (W) (kWh/năm) (kWh/năm) 31 92 30 kVA 543,12 1.611,84 36 108 50 kVA 1.892,16 5.676,48 49 148 75 kVA 1.716,96 5.185,92 75 205 100 kVA 16 10.512,00 28.732,80 95 280 160 kVA 832,20 2.452,80 115 315 180 kVA 2.014,80 5.518,80 125 340 250 kVA 2.190,00 5.956,80 Tổng cộng - SL điện tiết kiệm năm (kWh/năm) 1.068,72 3.784,32 3.468,96 18.220,80 1.620,60 3.504,00 3.766,80 35.434,20 Tính toán kết mặt kinh tế sau: + IRR = 14,75% (Tỷ suất hoàn vốn nội bộ) + NPV=273,89 triệu đồng (Giá trị thuần) + B/c=1,5 (Tỷ số lợi ích/ chi phí) + Thv = 10,1 năm (thời gian thu hồi vốn) 4.4.2 Trạm biến áp 110 kV Bố Trạch đấu nối: - Dự kiến khởi cơng xây dựng tháng 11/2018, đóng điện vận hành tháng 10/2019 - Khi xây dựng xong TBA 110kV Bố Trạch xóa bỏ cấp điện áp 35kV 4.4.3 Tuyến đường dây 22 kV đấu nối với lưới điện trạng - Đường dây 22kV đấu nối sau TBA 110kV Bố Trạch dài 18,993 km, gồm: 20 + Đường dây xây dựng không + Đường dây cải tạo không + Đường dây xây dựng ngầm : 10,321 km : 7,979 km : 0,693 km - Có xuất tuyến 22 kV: 471, 473, 475, 477, 479 481 4.4.4 Tính tốn kết lưới tối ưu xuất tuyến 22kV sau TBA 110 kV Bố Trạch - Các xuất tuyến phân thành khu vực tác biệt:Hoàn Lão, Phong Nha, Nam Gianh Bảng 4.2 Thống kê mạch vòng điểm mở trạng TT Tên mạch vòng Điểm mở Từ xuất tuyến Đến xuất tuyến 474-7HOANLAO 471 Bố Trạch 473 Bố Trạch 473-7HOANLAO 471 Bố Trạch 479 Đồng Hới 10-4T.KHU8 473 Bố Trạch 479 Đồng Hới 412-1N.GIANH 475 Bố Trạch 477 Bố Trạch 412-1H.TRACH 479 Bố Trạch 481 Bố Trạch - Thực chạy toán TOPO với thiết bị đóng cắt trạng chế độ tải ngày mùa mưa mùa nắng, ta có kết quả: Bảng 4.3 Thống kê mạch vòng điểm mở sau chạy TOPO Tên mạch vòng TT Điểm mở cũ Điểm mở Từ xuất tuyến Đến xuất tuyến 474-7HOANLAO 471 Bố Trạch 473 Bố Trạch 473-7HOANLAO 471 Bố Trạch 479 Đồng Hới 10-4T.KHU8 43-4T.TRACH 473 Bố Trạch 479 Đồng Hới 412-1N.GIANH 7-4TH.TRACH 475 Bố Trạch 477 Bố Trạch 412-1H.TRACH 479 Bố Trạch 481 Bố Trạch Khép vòng lưới khu vực chạy LOAD FLOW, tìm điểm phân cơng suất, lắp thiết bị phân đoạn gần điểm phân công suất Chạy lại TOPO, kết đóng DCL 7-4TH.TRACH, mở LBS 91THA.TRACH 21 Hình 4.1 Sơ đồ lưới điện Điện lực Bố Trạch sau chạy TOPO 4.4.5 Tính tốn bù Module CAPO chương trình PSS/ADEPT Sau thay đổi kết lưới chuyển tải xuất tuyến 22 kV, cần phải tính tốn tối ưu việc ln chuyển cụm tụ bù sẵn có đặt thêm tụ bù - Thực toán CAPO chế độ tải ngày mùa mưa mùa nắng - Để đảm bảo vận hành tối ưu xác lập tình trạng vận hành tụ theo mùa Bảng 4.4 Tình trạng vận hành cụm tụ bù theo mùa mưa, mùa nắng Dung Tình trạng vận hành STT Xuất tuyến Vị trí lượng Mùa mưa Mùa nắng (kVar) 17/54 150 Đóng Đóng 471 Bố Trạch 74 300 Mở Đóng 473 Bố Trạch 46/168 300 Đóng Đóng 475 Bố Trạch 110 300 Mở Đóng 7/2 150 Mở Đóng 477 Bố Trạch 61 150 Mở Đóng 479 Bố Trạch 91 150 Mở Đóng 251 300 Mở Đóng 481 Bố Trạch 131 150 Đóng Đóng 141/11 150 Mở Đóng 475 Bắc Đồng Hới 3/48/49 150 Mở Đóng 479 Bắc Đồng Hới 101 300 Đóng Đóng 4.4.6 Tính tốn TTĐN lưới điện 22 kV Bố Trạch sau có TBA 110 kV Từ sơ đồ xuất tuyến 22 kV sau toán kết lưới tối ưu TOPO, tính TTĐN lưới điện trung theo hướng dẫn EVN 22 Bảng 4.5 TTĐN mùa nắng lưới điện 22 kV có TBA 110 kV ∆Pmax TT Tên xuất tuyến ∆Po mùa (kW) nắng (kW) Kđt mùa nắng TTĐN Thanh mùa nắng mùa nắng 2018 2018 (kWh) (kWh) Tỷ lệ TTĐN (%) 471 Bố Trạch 17,317 39,238 0,527 166.793 7.924.912 2,10 473 Bố Trạch 20,379 29,777 0,650 174.512 9.306.263 1,88 475 Bố Trạch 30,766 65,027 0,676 328.059 12.471.946 2,63 477 Bố Trạch 15,390 41,004 0,515 160.252 8.090.963 1,98 479 Bố Trạch 11,925 16,368 0,559 92.584 4.525.439 2,05 481 Bố Trạch 22,392 75,2 0,568 285.944 9.591.883 2,98 475 Bắc Đồng Hới 12,704 20,282 0,657 114.355 8.012.255 1,43 479 Bắc Đồng Hới 13,511 24,444 0,662 130.442 7.816.358 1,67 1.452.940 67.740.018 2,14 Tổng cộng Bảng 4.6 TTĐN mùa mưa lưới điện 22 kV có TBA 110 kV TT Tên xuất tuyến ∆Po (kW) ∆Pmax mùa mưa (kW) Kđt mùa mưa TTĐN mùa mưa 2018 (kWh) Thanh mùa mưa 2018 (kWh) Tỷ lệ TTĐN (%) 471 Bố Trạch 17,317 36,442 0,362 133.299 6.052.185 2,20 473 Bố Trạch 20,379 31,849 0,327 134.520 7.195.280 1,87 475 Bố Trạch 30,766 55,424 0,445 242.000 8.299.306 2,92 477 Bố Trạch 15,390 33,647 0,314 113.401 6.034.500 1,88 479 Bố Trạch 11,925 18,138 0,290 75.064 3.462.206 2,17 481 Bố Trạch 22,392 82,128 0,302 206.007 6.971.065 2,96 475 Bắc Đồng Hới 12,704 28,613 0,380 102.984 7.096.413 1,45 479 Bắc Đồng Hới 13,511 30,178 0,380 109.107 6.423.346 1,70 1.116.381 51.534.301 2,17 Tổng cộng 23 Bảng 4.7 TTĐN năm lưới điện 22 kV có TBA 110 kV TT Tên xuất tuyến TTĐN mùa mưa 2018 (kWh) TTĐN mùa nắng 2018 (kWh) TTĐN năm 2018 (kWh) Thanh năm 2018 (kWh) Tỷ lệ TTĐN (%) 471 Bố Trạch 133.299 166.793 300.091 13.977.097 2,15 473 Bố Trạch 134.520 174.512 309.032 16.501.543 1,87 475 Bố Trạch 242.000 328.059 570.058 20.771.251 2,74 477 Bố Trạch 113.401 160.252 273.652 14.125.463 1,94 479 Bố Trạch 75.064 92.584 167.648 7.987.644 2,10 481 Bố Trạch 206.007 285.944 491.951 16.562.948 2,97 475 Bắc Đồng Hới 102.984 114.355 217.340 15.108.668 1,44 479 Bắc Đồng Hới 109.107 130.442 239.548 14.239.705 1,68 1.116.381 1.452.940 2.569.321 119.274.319 2,15 Tổng cộng TTĐN giảm năm là: ΔAgiảm = 3.295.785 – 2.569.321 = 726.464 (kWh) Tương ứng số tiền làm lợi là: 726.464 x 1.746,63 = 1.268.863.816,3 (đồng) 4.5 Đánh giá hiệu đầu tư - Vốn đầu tư đấu nối lưới điện 22 kV: 27.454.361.000 đồng [13] - Vốn đầu tư luân chuyển, lắp cụm tụ bù trung thế: 240.750.000 đồng + Tổng vốn đầu tư: 27.695.111.000 đồng - Kết tính tốn kết mặt kinh tế sau: + IRR = 14,14% (Tỷ suất hoàn vốn nội bộ) + NPV=24.604,1 triệu đồng (Giá trị thuần) + B/c=1,55 (Tỷ số lợi ích/ chi phí) + Thv = 13,9 năm (thời gian thu hồi vốn) - Giải pháp có hiệu mặt tài 4.6 Kết luận chương 24 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Kết luận: Trong năm qua, Điện lực Bố Trạch hoàn thành nhiệm vụ giao, cung ứng điện đầy đủ, đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế xã hội đời sống nhân dân địa phương Đề tài “Đề xuất giải pháp giảm tổn thất điện lưới điê ̣n phân phối Điện lực Bố Trạch, tỉnh Quảng Bình” thực số nội dung sau: Đã thu thập, khảo sát trạng tổn thất lưới điện phân phối Điện lực Bố Trạch; phân tích tổng hợp liệu phục vụ tính tốn TTĐN phần mềm PSS/ADEPT Xây dựng sơ đồ tính tốn liệu đầu vào để tính tốn tổn thất kỹ thuật lưới điện phân phối Điện lực Bố Trạch với kết xác thời gian tính tốn nhanh Xác định vị trí đặt bù tối ưu với dung lượng bù cho trước, tìm điểm mở tối ưu cho mạch vòng hữu Đề xuất sử dụng thiết bị tiết kiệm lượng (MBA Amorphous) Sơ đồ tính tốn lưới điện trung xây dựng Điện lực Bố Trạch sử dụng lâu dài, phục vụ cơng tác tính tốn phương thức vận hành, hỗ trợ cho cán kỹ thuật việc lựa chọn danh mục đầu tư xác, hiệu Kiến nghị: Đề nghị đẩy nhanh tiến độ thực dự án “xây dựng TBA 110 kV Bố Trạch đấu nối”, góp phần giảm nhanh TTĐN lưới điện trung Điện lực Bố Trạch Triển khai dự án xây dựng TBA 110 kV: Bố Trạch 2, Phong Nha theo quy hoạch lưới điện tỉnh Quảng Bình đến năm 2025 duyệt Đáp ứng nhu cầu phát triển phụ tải ngày cao khu vực giảm TTĐN xuất tuyến trung có chiều dài lớn Hàng năm, lập lộ trình thay MBA cũ MBA Amorphous Hiện tăng trưởng phụ tải 9%/năm, cần xây dựng kế hoạch chi tiết chống tải lưới điện trung, hạ Tuy đề tài số hạn chế định tơi mong với nội dung đề cập đóng góp phần hoạt động giảm tổn thất Điện lực Bố Trạch hiệu ... phương Đề tài Đề xuất giải pháp giảm tổn thất điện lưới điê ̣n phân phối Điện lực Bố Trạch, tỉnh Quảng Bình” thực số nội dung sau: Đã thu thập, khảo sát trạng tổn thất lưới điện phân phối Điện lực. .. chương 19 ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC ĐIỆN LỰC BỐ TRẠCH 4.1 Các giải pháp công tác tổ chức 4.2 Các giải pháp về quản lý vận hành 4.3 Các giải pháp công... Từ phân tích, đề xuất giải pháp giảm tổn thất điện Đặt tên đề tài: Căn vào mục đích, đối tượng, phạm vi phương pháp nghiên cứu, đề tài đặt tên : Đề xuất giải pháp giảm tổn thất điện lưới điện