Đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối điện lực Bố Trạch, tỉnh Quảng Bình.PDF
Bạn đang xem bản rút gọn của tài liệu. Xem và tải ngay bản đầy đủ của tài liệu tại đây (914.96 KB, 26 trang )
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
Công trình được hoàn thành tại
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 được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc
sĩ kỹ thuật điện họp tại Trường Đại học Bách khoa vào ngày 27 tháng 10
năm 2018
* Có thể tìm hiểu luận văn tại:
- Trung tâm Học liệu và Truyền thông Trường Đại học Bách khoa
Đại học Đà Nẵng
- Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa – Đại học Đà Nẵng
1
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Trong những năm qua, nền kinh tế xã hội tỉnh Quảng Bình đã có những bước phát
triển vượt bậc. Cùng với sự phát triển không ngừng của các thành phần kinh tế, đời sống của
nhân dân ngày càng được ổn định và cải thiện, sự phát triển này kéo theo nhu cầu sử dụng
điện năng ngày càng gia tăng.
Lưới điện tỉnh Quảng Bình được xây dựng từ những năm kháng chiến chống Mỹ, đến
nay lưới điện đã vươn dài, vươn xa đến mọi miền quê trên toàn tỉnh. Hiện đã có 161/163 xã
phường, 99.5% hộ gia đình sử dụng điện lưới quốc gia. Tuy nhiên đa số lưới điện được xây
dựng từ lâu, tiếp nhận từ nhiều nguồn khác nhau, đang tồn tại nhiều cấp điện áp vận hành,
đến nay vẫn chưa có điều kiện cải tạo đồng bộ hay xây dựng mới hoàn toàn nên tổn thất
điện năng trên các đường dây thường vượt quá quy định, không đạt yêu cầu về chất lượng
điện cũng như các chỉ tiêu kinh tế do ngành điện đề ra. Giảm tổn thất điện năng không
những góp phần tăng khả năng truyền tải cung ứng điện, nâng cao chất lượng điện năng mà
còn đem lại hiệu quả kinh tế rất lớn cho nền kinh tế - xã hội, cho ngành điện và cho các hộ
tiêu thụ.
Thực hiện lộ trình của Tập đoàn Điện lực Việt Nam đến năm 2020 giảm tổn thất điện
năng về 6,5%, Công ty Điện lực Quảng Bình phải phấn đấu giám tổn thất điện năng về mức
dưới 4,95%. Điện lực Bố Trạch có tổn thất điện năng năm 2017 là 7,28% cao hơn mặt bằng
chung của toàn Công ty 6,28% và đã được Công ty Điện lực Quảng Bình giao lộ trình đến
cuối năm 2020 phải đạt tỷ lệ tổn thất điện năng dưới 4,96% (trung bình mỗi năm giảm
khoảng 0,77%), đây là nhiệm vụ rất khó khăn đòi hỏi nỗ lực rất lớn của Điện lực Bố Trạch
nói riêng và Công ty Điện lực Quảng Bình nói chung.
Từ thực tế trên, trong công tác quản lý vận hành lưới điện phân phối, vấn đề tính toán,
phân tích các biện pháp tổ chức, các biện pháp kỹ thuật nhằm giảm tổn thất điện năng luôn
có ý nghĩa rất quan trọng. Xuất phát từ các lý do nêu trên, đề tài “Đề xuất các giải pháp
giảm tổn thất điện năng lưới điê ̣n phân phối Điện lực Bố Trạch, tỉnh Quảng Bình” được
đề xuất nghiên cứu. Đây cũng là một vấn đề thường xuyên được các cán bộ kỹ thuật tại
Công ty Điện lực Quảng Bình quan tâm nghiên cứu.
2. Mục đích nghiên cứu
- Phân tích, ưu nhược điểm của các phương pháp tính toán tổn thất điện năng trên lưới
điện phân phối. Lựa chọn phương pháp tính toán thích hợp đối với lưới điện phân phối Điện
lực Bố Trạch, tỉnh Quảng Bình.
- Thu thập dữ liệu vận hành về nguồn và phụ tải để xây dựng đồ thị phụ tải điển hình
đă ̣c trưng cho lưới phân phố i Điện lực Bố Trạch, tỉnh Quảng Bình.
- Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT tiń h toán đánh giá tổn thất điện năng cho phương án
vâ ̣n hành hiê ̣n ta ̣i. So sánh với kết quả tính toán tổn thất điện năng hiện đang áp dụng.
- Đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng trong công tác quản lý vận hành để
phấn đấu hoàn thành lộ trình giảm tổn thất điện năng Điện lực Bố Trạch theo đề án được
Công ty Điện lực Quảng Bình phê duyệt.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu:
- Đối tượng nghiên cứu:
Tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối.
2
- Phạm vi nghiên cứu:
Lưới điện phân phối thuộc Điện lực Bố trạch, tỉnh Quảng Bình.
4. Phương pháp nghiên cứu:
Sử dụng phương pháp nghiên cứu lý thuyết và thực nghiệm:
- Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: Nghiên cứu các tài liệu, giáo trình, sách tham
khảo,…viết về vấn đề tính toán tổn thất công suất và tổn thất điện năng, các giải pháp giảm
tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối.
- Phương pháp thực nghiệm: dùng phần mềm PSS/ADEPT để mô phỏng và tính toán
tổn thất công suất, tổn thất điện năng, xác định các thông số vận hành, đánh giá thực trạng
lưới điện, hiện trạng tổn thất tại lưới điện của Điện lực Bố Trạch. Từ đó phân tích, đề xuất
các giải pháp giảm tổn thất điện năng.
Đặt tên đề tài:
Căn cứ vào mục đích, đối tượng, phạm vi và phương pháp nghiên cứu, đề tài được đặt
tên : “Đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối Điện lực Bố
Trạch, tỉnh Quảng Bình”.
5. Bố cục của luận văn:
Ngoài phần mở đầu, kết luận, tài liệu tham khảo và phụ lục trong luận văn gồm có các
chương như sau :
- Chương 1: Tổng quan về TTCS và TTĐN trong lưới điện phân phối
- Chương 2: Các giải pháp giảm TTĐN, các phần mềm thu thập số liệu, tính toán
TTĐN
- Chương 3: Thực trạng công tác quản lý vận hành, kinh doanh điện năng tại Điện lực
Bố Trạch
- Chương 4: Đề xuất các giải pháp giảm TTĐN lưới điện phân phối Điện lực Bố
Trạch.
3
TỔNG QUAN VỀ TTCS & TTĐN TRONG LĐPP
1.1. Khái quát chung về lưới điện
Hệ thống điện là tập hợp bao gồm các nhà máy điện, trạm biến áp nâng, hạ thế,
đường dây truyền tải, phân phối và các hộ sử dụng điện được kết nối với nhau thành một thể
thống nhất từ sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng.
1.2. Vai trò, đặc điểm, sơ đồ của lưới điện phân phối
1.2.1. Vai trò của lưới điện phân phối:
- Cung cấp điện trực tiếp đến khách hàng sử dụng điện của một địa phương, khu vực.
1.2.2. Đặc điểm lưới điện phân phối:
- LĐPP trung áp thường nhận điện từ:
+ Thanh cái thứ cấp các trạm biến áp 110, 220kV.
+ Các trạm biến áp trung gian 35/6kV, 35/10kV, 35/15kV hoặc 35/22kV.
+ Thanh cái nhà máy điện, trạm phát diesel, trạm pin mặt trời, điện gió….
1.2.3. Sơ đồ cấp điện của lưới điện phân phối
- Thường có các dạng sơ đồ:
1.2.3.1. Sơ đồ hình tia
1.2.3.2. Sơ đồ mạch vòng
1.3. Tổn thất công suất và phương pháp tính
1.3.1. Tổn thất công suất:
Bài toán phân bố công suất thường áp dụng cho hệ thống 3 pha cân bằng.
1.3.2. Phương pháp tính tổn thất công suất:
1.3.2.1. Tổn thất công suất trên đường dây tải điện:
a. Đường dây có 1 phụ tải
2
P "2 + Q "
S"
P = 3I R =
R
=
R
U 22
U 22
2
2
2
P "2 + Q "
S"
Q = 3I X =
X= 2 X
2
U2
U2
(1.1)
2
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 đều.
2
2
0
0
P = d P = 3(
I .x 2
) r0 dx = r0 LI 2 = RI 2
L
1.3.2.2. Tổn thất công suất qua máy biến áp :
S0 = P0 + jQ0
Q0 = I0Sdm/100
(1.4)
(1.5)
(1.6)
4
1.3.2.3. Tổn thất công suất đối với thiết bị bù.
Ptụ = pr tụ * Qđm tụ
(1.7)
1.4. Tổn thất điện năng
Tổn thất điện năng trên hệ thống điện là lượng điện năng tiêu hao cho quá trình
truyền tải và phân phối điện từ thanh cái các nhà máy điện qua hệ thống lưới điện truyền tải,
lưới điện phân phối đến các hộ sử dụng điện.
Tổn thất điện năng gồm: TTĐN kỹ thuật và TTĐN phi kỹ thuật.
1.4.1. Tổn thấ t kỹ thuật
Tổn thất kỹ thuâ ̣t do các nguyên nhân chủ yếu sau:
- Đường dây dài, bán kính cấp điện lớn, tiết diện dây dẫn quá nhỏ.
- Máy biến áp vâ ̣n hành không tải, non tải hoặc quá tải.
- Do thiế t bi ̣cũ, la ̣c hâ ̣u có hiê ̣u suấ t thấ p.
- Thành phần sóng hài; Tổ 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 đúng.
- 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 thể có hiê ̣n tươ ̣ng vầ ng quang điê ̣n.
1.4.2. Tổn thấ t phi kỹ thuật
Tổn thất phi kỹ thuật do các 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 chỉ số trên công tơ.
- Khách hàng phát sinh mới, không đưa vào khai thác, tính toán hóa đơn.
- Không thanh toán hoặc chậm thanh toán hóa đơn tiền điện.
- Sai sót thống kê phân loại và tính hóa đơn khách hàng.
1.5. Các phương pháp tính toán TTĐN trong LĐPP
TTĐN trong LĐPP được xác định theo công thức sau:
t
A = 3R I t2 .dt
o
(1.8)
Các phương pháp tính toán TTĐN của LĐPP:
1.5.1. Phương pháp tích phân đồ thị
t 2 2 n −1 2 −3
A = 3R. I 0 + I n + 2 I t .10
2n
t −1
Phương pháp tích phân đồ thị có độ chính xác cao, nhưng khó thực hiện.
(1.9)
5
1.5.2. Phương pháp dòng điện trung bình bình phương
ΔA=3I2tbbpRT.10-3
Giá trị Itb có thể tính gần đúng theo công thức kinh nghiệm Dalesxky:
Itbbp = Imax(0,12 + Tmax.10-4)
Hoặc theo dòng điện cực đại và 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
2
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 nhau. có thể xác định τ bằng các 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
1 + max − min
8760 Pmax
Pmin
1 −
Pmax
(1.15)
T
T
= 8760. 0,13. max + 0,87. max
8760
8760
2
(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 trong 1 ngày (24h) sẽ là:
(1.18)
24
A = Ao + Ati
i =o
(1.19)
1.5.5. Phương pháp tính toán TTĐN theo quy định của EVN
∆A = ∆Po x T + ∆Pmax x Kđt x T
2
Si 1
Kdt =
x
24
1 S max
24
% =
1.6. Kết luận chương 1
(1.20)
x100%
(1.21)
(1.22)
6
CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
CÁC PHẦN MỀM THU THẬP SỐ LIỆU, TÍNH TOÁN TTĐN
Các giải pháp điển hình để giảm TTĐN lưới điện:
2.1. Cải ta ̣o lưới điêṇ hiện có
2.1.1. Phát triển lưới điện truyền tải, thống nhất cấp điện áp LĐPP
- Xây dựng các đường trục truyề n tải.
- Chuyển đổi các cấp điện áp LĐPP về 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 hê ̣ thố ng phân phố i một pha thành ba pha
2.1.4. Giảm tổ n thấ t trong các máy biế n áp phân phố i
2.2. Bù kinh tế trên lưới điện phân phối
2.2.1. Ý nghĩa của việc bù công suất phản kháng:
- Giảm được tổn thất công suất trong mạng điện
- Giảm được tổn thất điện áp trong mạng điện
- Tăng khả năng truyền tải của đường dây và máy biến áp
2.2.2. Tính toán bù kinh tế trên lưới phân phối
Gọi Z là chi phí tính toán toàn bộ trong một năm khi đặt bộ tụ điện tĩnh có dung lượng
là Qb tại mạng điện có một phụ tải S=P+jQ. Phí tổn Z bao gồm 3 phần :
- Phí tổn do đặt tụ điện :
Z1 =(avh+atc)Kb = (avh+atc). Kb* .Qb
- Phí tổn về tổn thất điện năng do bản thân TĐT tiêu thụ.
Z2 =C0.∆Ab= C0. P*b.T = C0. P*b .Qb.T
- Phí tổn về tổn thất điện năng trong mạng điện sau khi có đặt TĐT:
Z3 = C0 .∆A = C0∆Pτ = C0. (Q − Q2 b ) .R
2
U
(2.1)
(2.2)
(2.3)
- Vậy phí tổn tính toán tổng của mạng điện sau khi đặt TĐT là :
Z = Z1 + Z 2 + Z3 = (avh + atc ) Kb*Qb + C0 .Pb* .Qb .T +
C0 (Q − Qb ) 2
R
U2
(2.4)
- Để xác định được công suất tụ điện tĩnh ứng với phí tổn tính toán bé nhất ta lấy đạo
hàm của Z tổng theo Qb và cho bằng không.
2C (Q − Q )
Z
= (avh + atc ) K b* + C0 .Pb* − 0 2 0 .R.
Qb
U
(2.5)
Từ đó :
2C (Q − Q )
Z
= (avh + atc ) K b* + C0 .Pb* − 0 2 0 .R.
Qb
U
(2.6)
7
*
Trong công thức này nếu Q tính bằng MVAR, Pb bằng đồng/MVAR, C0 bằng
đồng/MVA, U bằng KW, thì Qb sẽ tính bằng MVAR.
2.3. Vận hành LĐPP với phương thức tối ưu
- Sử dụng các phần mềm thực hiện tính toán tối ưu các chế độ vận hành, lập các
phương án xử lý trong các trường hợp sự cố, sa thải phụ tải, chuyển tải công tác.
- Đưa các trạm biến áp phân phối vào sâu trung tâm phụ tải.
- Cân bằng phụ tải 3 pha.
- Hạn chế thành phần sóng hài.
- Hoán chuyển các máy biến áp non tải với máy biến áp quá 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 trong hê ̣ thố ng
2.4.2. Cung cấ p trực tiế p bằ ng điê ̣n áp cao trên các phụ tải
2.4.3. Giảm tổ n thấ t thông qua cải thiê ̣n hê ̣ số phụ tải
2.5. Giảm tổ n thấ t phi kỹ thuật
- Đảm bảo chất lượng kiểm định công tơ đo đếm.
- Lắp mới hệ thống đo đếm chính xác, đúng sơ đồ đấu dây.
- Thường xuyên kiểm tra, phát hiện và thay thế thiết bị đo đếm bị sự cố .
- Ứng dụng công nghệ mới để quản lý hệ thống đo đếm.
- Ghi chỉ số đúng lộ trình, đúng thời gian ghi, chính xác mã lộ, mã trạm.
- Lắp công tơ điện tử có giám sát xa tại đầu nguồn, ranh giới, TBA phụ tải.
- Tăng cường công tác kiểm tra chống các hành vi lấy cắp điện.
- Thực hiện phúc tra ghi chỉ số công tơ đúng quy trình kinh doanh.
2.6. Các phần mềm quản lý, thu thập số liệu và tính toán TTĐN
2.6.1. Hệ thống thông tin quản lý khách hàng CMIS:
Hệ thống thông tin quản lý bao gồm các phân hệ chính sau: cấp điện, công nợ, hợp
đồng, hóa đơn, đo đếm, kinh doanh, tổn thất. Phiên bản hiện tại CMIS 3.0.
2.6.2. Hệ thống quản lý dữ liệu đo đếm – MDMS EVNCPC
- Tác giả sử dụng chương trình MDMS để xây dựng đồ thị phụ tải ngày điển hình
của mùa mưa và mùa nắng các xuất tuyến trung áp 22 kV, 35 kV và tổng thể lưới điện Bố
Trạch.
2.6.3. Giới thiệu chương trình tính toán PSS/ADEPT
2.6.3.1. Tổng quan về PSS/ADEPT
PSS/ADEPT viết tắt từ tên gọi Power System Simulator/Advanced Distribution
Engineering Productivity Tool. Đây là phần mềm của hãng Shaw Power Technologies được
xây dựng như là một công cụ để thiết kế, phân tích, tính toán qui hoạch lưới điện phân phối.
2.6.3.2. Các bước triển khai tính toán
4 mục tiêu để triển khai tính toán PSS/ADEPT là:
8
Hình 2.2: Các bước triển khai tính toán PSS/ADEPT
2.6.3.3. Module tính toán trào lưu công suất (Load Flow)
- Phần mềm PSS/ADEPT giải bài toán phân bố công suất bằng các phép lặp.
2.6.3.4. Module tính toán điểm dừng tối ưu (TOPO)
- TOPO tối ưu hoá từng phần hệ thống hình tia nối với nút gốc.
2.6.3.5. Module tính toán bù tối ưu (CAPO)
- CAPO đặt tụ bù trên lưới sao cho kinh tế nhất.
- CAPO chọn nút cho tụ bù thứ n để số tiền tiết kiệm được là lớn nhất.
2.7. Kết luận chương 2
9
THỰC TRẠNG CÔNG TÁC QUẢN LÝ VẬN HÀNH, KINH DOANH ĐIỆN
NĂNG TẠI ĐIỆN LỰC BỐ TRẠCH
3.1. Đặc điểm tự nhiên – kinh tế, xã hội huyện Bố Trạch
3.1.1. Vị trí địa lý, điều kiện tự nhiên
Phía Nam giáp thành phố Đồng Hới, phía Bắc giáp thị xã Ba Đồn và huyện Quảng
Trạch, phía tây Nam giáp huyện Quảng Ninh, Phía tây Bắc giáp huyện Tuyên Hóa và Minh
Hóa. Toàn huyện có 28 xã và 2 thị trấn.
Huyện Bố Trạch có diện tích tự nhiên 2.124,2 km2.
- Mùa mưa từ tháng 10 đến tháng 3 năm sau, mùa khô từ tháng 4 đến tháng 9.
3.1.2. Quy hoạch phát triển kinh tế, xã hội huyện Bố Trạch
3.2. Giới thiệu về Điện lực Bố Trạch
3.2.1. Lịch sử hình thành và phát triển
Điện lực Bố Trạch là đơn vị quản lý vận hành lưới điện phân phối, kinh doanh bán
điện trên địa bàn huyện Bố Trạch, tỉnh Quảng Bình.
3.2.2. Chức năng nhiệm vụ và tổ chức bộ máy của Điện lực
3.2.2.1. Chức năng nhiệm vụ
3.2.2.2. Cơ cấu tổ chức, lao động, quy mô quản lý:
3.2.3. Khối lượng quản lý, vận hành:
3.2.3.1. Lưới điện trung thế
Khu vực Bố Trạch đang tồn tại 2 cấp điện áp trung thế 35kV và 22kV. Lưới 35kV từ
các trạm biếp áp 110kV Đồng Hới và Ba Đồn, cấp điện cho 03 trạm trung gian.
3.2.3.2. Trạm biến áp phân phối
Có 355 TBA 3 pha, dung lượng 69.475 kVA; 4 TBA 1 pha dung lượng 100 kVA.
Có 11 máy biến áp vận hành trên 20 năm; có 25 máy vận hành từ 15-20 năm; có 152
máy vận hành từ 5-10 năm; có 174 máy mới vận hành dưới 5 năm.
3.2.3.3. Lưới hạ áp
Lưới điện hạ áp khu vực huyện Bố Trạch chủ yếu dùng cấp điện áp 220/380V, vận
hành theo sơ đồ hình tia, kết cấu 3 pha 4 dây trung tính nối đất trực tiếp.
3.3. Tình hình tiêu thụ điện
Hiện nay, nhu cầu điện chủ yếu phục vụ quản lý, tiêu dùng dân cư và các ngành công
nghiệp, xây dựng .
Tốc độ tăng trưởng bình quân giai đoạn 2012-2017 trung bình từ 9-12 %/năm.
3.4. Tình hình thực hiện nhiệm vụ sản xuất kinh doanh
3.4.1. Tình hình thực hiện chỉ tiêu SXKD các năm 2016, 2017 và 8 tháng 2018
Bảng 3.1. Các chỉ tiêu SXKD thực hiện năm 2016, 2018 và 8 tháng 2018
TT
Các chỉ tiêu
Đơn vị
2016
2017
8 tháng 2018
01 Điện thương phẩm
kWh
93.779.993 104.605.183
75.046.292
02 Điện tổn thất
%
7,08
6,42
6,12
03 Giá bán bình quân đ/kWh
1.602,52
1.659,78
1.746,63
10
3.4.2. Tình hình thực hiện TTĐN
Hiện tại tổn thất điện năng tại các Điện lực được tính toán theo 02 phương pháp như sau:
3.4.2.1. Khái niệm và cách tính tổn thất điện năng theo phiên kinh doanh:
- TTĐN được tính: ATT = AN - AG – ATP
- Cách tính này là đơn giản trong quá trình thực hiện, lũy kế càng dài thì sai số càng
nhỏ.
- Nhược điểm: kết quả tính toán không chính xác, có sai số lớn. Do đó, không thể căn
cứ vào kết quả này để xây dựng phương án giảm tổn thất điện năng cho đơn vị.
3.4.2.2. Khái niệm và cách tính tổn thất theo phiên 01 hàng tháng:
a. TTĐN lưới điện trung áp:
- Tổng điện năng nhận của 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 năng giao của lưới điện trung áp:
ATA giao = ATA_NM+ATA_IPP+ATA_nm+ATA_NN+ATA_TT+ATA_ĐL+ATA_CA+ATA_KH
+ Điện năng 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 năng nhận của lưới điện hạ áp:
AHA nhận = ATBACC + AKH_HA
- Tổng điện năng giao của lưới điện hạ áp:
AHA giao = AHA_KH
+ Tỷ lệ tổn thất:
∆AHA% = (AHA nhận - AHA giao ) / AHA nhận x100%
+ Điện năng tổn thất:
∆AHA = (A*TBACC + AKH_HA ) x ∆AHA%
c. TTĐN của đơn vị:
+ Điện năng tổn thất trung áp:
∆ATA = (ATA nhận - ATA OTT) x ∆ATA%
+ Điện năng 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 của đơn vị khá chính xác. Có thể
tính TTĐN từng khu vực nhỏ, dễ dàng đề ra giải pháp giảm TTĐN phù hợp cho từng
khu vực.
11
Nhược điểm: Ghi chỉ số bổ sung lúc 0h00 ngày 01 hàng tháng, hiện được thực hiện qua
hệ thống đo xa.
3.4.2.3. Số liệu TTĐN Điện lực Bố Trạch các năm 2016, 2017, 8 tháng 2018
Bảng 3.2. TTĐN các năm 2016, 2017 và 8 tháng 2018 theo phiên 01 hàng tháng
TT
Khu vực TTĐN Đơn vị
2016
2017
8 tháng 2018
1
TTĐN hạ áp
Tỷ lệ
2
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
3
kWh
kWh
%
3.5. Tính toán TTĐN kỹ thuật bằng phần mềm PSS/ADEPT
3.5.1. Sơ đồ lưới điện tính toán
Sơ đồ tính toán lưới điện theo phương thức kết dây cơ bản như sau:
Hình 3.2. Sơ đồ lưới điện Điện lực Bố Trạch
3.5.2. Phương pháp thu thập số liệu tính toán:
- Số liệu dòng điện, điện áp, công suất, cosφ thông qua hệ thống đo xa MDMS.
- Số liệu điện năng tiêu thụ hàng tháng từ chương trình CMIS 3.0.
- Xây dựng phụ tải điển hình các xuất tuyến theo mùa nắng và 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)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Hình 3.5. Đồ thị phụ tải điển hình lưới điện huyện Bố Trạch
3.5.3. Phương pháp tính toán TTĐN:
Chọn xuất tuyến 474 trạm trung gian Hoàn Lão để tính TTĐN trong khoảng thời
gian từ 01/1/2018 – 31/8/2018 theo 2 phương pháp sau:
3.5.3.1. Tính toán TTĐN theo hướng dẫn của EVN:
- Mùa nắng: từ 01/4/2018 đến 31/8/2018
+ ∆Pmax hè = 42,11 (kW)
+ Kđt hè = 0,65
+ thời gian tính toán 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 toán Tđông= 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 của 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
1 2 3 4 5 6 7 8 9 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 của 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
1 2 3 4 5 6 7 8 9 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 của XT 474 TTG Hoàn Lão
Điện năng tiêu thụ trong ngày:
24
24
A = (Pi + Pi −1 ) i − (i − 1) = 1 (Pi + Pi −1 )
(3.12)
i =1
2
2
i =1
14
∆P(kW)
ĐỒ THỊ TỔN THẤT CÔNG SUẤT MÙA NẮNG XT 474 HOÀN LÃO
45.000
40.000
35.000
30.000
25.000
20.000
∆P(kW)
15.000
10.000
5.000
t(h)
-
1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324
Hình 3.8. Đồ thị tổn thất công suất ngày điển hình mùa nắng XT 474 TTG Hoàn 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)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Hình 3.9. Đồ thị tổn thất công suất ngày điển hình mùa mưa XT 474 TTG Hoàn Lão
Giá trị tổn thất điện năng trong ngày:
24
ΔA = (Pi + Pi −1 ) i − (i − 1) =
i =1
2
1 24
(Pi + Pi −1 )
2 i =1
(3.13)
Áp dụng các công thức (3.12) và (3.13), ta tính được bảng số liệu sau:
Bảng 3.3. Tính toán điện năng tiêu thụ và tổn thất điện năng trong ngày điển hình mùa nắng
của XT 474 TTG Hoàn Lão
Giờ
1
2
3
4
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
5
6
7
8
9
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 toán điện năng tiêu thụ và tổn thất điện năng trong ngày điển hình mùa mưa
của XT 474 TTG Hoàn Lão
Giờ
1
2
3
4
5
6
7
8
9
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 năng 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 năng 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 năng xuất tuyến 474 là:
ΔA = ΔAhè + ΔAđông = 227.869,3 (kWh)
% =
227.869, 3
x100% = 1,83%
12.473.116
Kết quả tính toán tổn thất điện năng theo 2 phương pháp là tương đương nhau. Thực
hiện tính TTĐN tất cả xuất tuyến theo hướng dẫn của EVN.
3.5.4. Tính toán TTĐN lưới điện trung áp Điện lực Bố Trạch
3.5.4.1. Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính TTĐN lưới điện hiện tại
Bảng 3.5. TTĐN lưới điện Bố Trạch 8 tháng năm 2018
TT
Tên xuất tuyến
TTĐN 3
tháng mùa
mưa 2018
(kWh)
TTĐN 5
tháng mùa
nắng 2018
(kWh)
TTĐN 8
tháng năm
2018 (kWh)
Thanh cái 8
tháng năm
2018 (kWh)
Tỷ lệ
TTĐN
(%)
1
35kV Bố Trạch
181.796
508.290
690.086
59.435.168
1,16
2
471 Hoàn Lão
56.845
116.248
173.094
9.579.565
1,81
3
474 Hoàn Lão
66.518
161.126
227.643
12.473.116
1,83
4
471 Nam Gianh
19.363
40.817
60.181
3.069.396
1,96
5
472 Nam Gianh
100.121
233.388
333.509
16.753.312
1,99
17
6
471 Hưng Trạch
29.310
58.221
87.531
4.517.200
1,94
7
472 Hưng Trạch
5.015
10.390
15.405
959.519
1,61
8
473 Hưng Trạch
83.264
185.945
269.209
10.788.228
2,50
9
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 quả TTĐN tính toán và thực hiện 8 tháng năm 2018
Bảng 3.6. So sánh TTĐN lưới điện trung áp Bố Trạch thực tế và tính toán
TT
Tên xuất tuyến
1
2
3
4
5
6
7
8
9
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 8 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 toán 8
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 toán năm 2018
TT
Tên xuất tuyến
1
2
3
4
5
6
7
8
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
9
10
Tổng cộng
TTĐN
mùa mưa
2018 (kWh)
TTĐN mùa
nắng 2018
(kWh)
TTĐN năm
2018 (kWh)
Tỷ lệ
Thanh cái 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 các TBA công cộng năm 2017 và 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%
1
2017
133
70
16
10
3
2
2018
160
57
13
5
1
- Số TBA CC trên có tổn thất trên 7%: Giảm từ 29 trạm xuống còn 19 trạm; trong đó
số TBA CC trên có tổn thất trên 8%: giảm từ 13 trạm xuống còn6 trạm
- Số TBA CC trên có tổn thất từ 5% đến 7%: Giảm từ 70 trạm xuống 57 trạm.
- Số TBA có TTĐN từ 0 đến 5%: Tăng từ 133 trạm lên 160 trạm (tăng 27 trạm).
3.6. Kết luận chương 3
19
ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN
KHU VỰC ĐIỆN LỰC BỐ TRẠCH
4.1. Các giải pháp về công tác tổ chức
4.2. Các giải pháp về quản lý vận hành
4.3. Các giải pháp về công tác kinh doanh
4.3.1. Công tác tổng hợp, phân tích TTĐN
4.3.2. Công tác ghi chữ và phúc tra ghi chữ
4.3.3. Quản lý hệ thống đo đếm
4.3.4. Công tác kiểm tra sử dụng điện
4.3.5. Nhóm giải pháp về đầu tư xây dựng
4.4. Các giải pháp kỹ thuật
4.4.1. Giảm tổn thất trong máy biến áp
Tổn thất không tải MBA chiếm tỷ lệ khá cao 45,82% tổn thất của lưới điện trung thế.
Hiện có 36 MBA vận hành trên 15 năm, trong đó 33 máy là tài sản của ngành điện.
Đề xuất thay thế bằng các MBA Amorphous. Tính toán lượng điện năng tiết kiệm được
trong 1 năm như Bảng sau:
Bảng 4.1. Tính toán sản lượng điện năng tiết kiệm khi 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
1 30 kVA
2
543,12
1.611,84
36
108
2 50 kVA
6
1.892,16
5.676,48
49
148
3 75 kVA
4
1.716,96
5.185,92
75
205
4 100 kVA
16
10.512,00
28.732,80
95
280
5 160 kVA
1
832,20
2.452,80
115
315
6 180 kVA
2
2.014,80
5.518,80
125
340
7 250 kVA
2
2.190,00
5.956,80
Tổng cộng
-
SL điện
tiết kiệm 1
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 quả về mặt kinh tế như sau:
+ IRR = 14,75% (Tỷ suất hoàn vốn nội bộ).
+ NPV=273,89 triệu đồng (Giá trị hiện tại 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 và đấu nối:
- Dự kiến được khởi công xây dựng tháng 11/2018, đóng điện vận hành tháng
10/2019.
- Khi xây dựng xong TBA 110kV Bố Trạch sẽ xóa bỏ cấp điện áp 35kV.
4.4.3. Tuyến đường dây 22 kV đấu nối với lưới điện hiện trạng
- Đường dây 22kV đấu nối sau TBA 110kV Bố Trạch dài 18,993 km, gồm:
20
+ Đường dây xây dựng mới trên không
+ Đường dây cải tạo trên không
+ Đường dây xây dựng mới đi ngầm
: 10,321 km.
: 7,979 km.
: 0,693 km.
- Có 6 xuất tuyến 22 kV: 471, 473, 475, 477, 479 và 481.
4.4.4. Tính toán kết lưới tối ưu các xuất tuyến 22kV sau TBA 110 kV Bố Trạch
- Các xuất tuyến phân thành 3 khu vực tác biệt:Hoàn Lão, Phong Nha, Nam Gianh.
Bảng 4.2. Thống kê các mạch vòng và điểm mở hiện trạng
TT
Tên mạch vòng
Điểm mở
Từ xuất tuyến
Đến xuất tuyến
474-7HOANLAO
1
471 Bố Trạch
473 Bố Trạch
473-7HOANLAO
2
471 Bố Trạch
479 Đồng Hới
10-4T.KHU8
3
473 Bố Trạch
479 Đồng Hới
412-1N.GIANH
4
475 Bố Trạch
477 Bố Trạch
412-1H.TRACH
5
479 Bố Trạch
481 Bố Trạch
- Thực hiện chạy bài toán TOPO với thiết bị đóng cắt hiện trạng ở 3 chế độ tải ngày
của mùa mưa và mùa nắng, ta có kết quả:
Bảng 4.3. Thống kê các mạch vòng và điểm mở sau khi chạy TOPO
Tên mạch vòng
TT
Điểm mở cũ
Điểm mở mới
Từ xuất tuyến
Đến xuất tuyến
474-7HOANLAO
1
471 Bố Trạch
473 Bố Trạch
473-7HOANLAO
2
471 Bố Trạch
479 Đồng Hới
10-4T.KHU8
43-4T.TRACH
3
473 Bố Trạch
479 Đồng Hới
412-1N.GIANH
7-4TH.TRACH
4
475 Bố Trạch
477 Bố Trạch
412-1H.TRACH
5
479 Bố Trạch
481 Bố Trạch
Khép vòng lưới các khu vực và chạy LOAD FLOW, tìm điểm phân công suất, lắp
thiết bị phân đoạn gần điểm phân công suất.
Chạy lại TOPO, kết quả đóng DCL 7-4TH.TRACH, mở LBS 91THA.TRACH.
21
Hình 4.1. Sơ đồ lưới điện Điện lực Bố Trạch sau khi chạy TOPO
4.4.5. Tính toán bù bằng Module CAPO chương trình PSS/ADEPT
-- Sau khi thay đổi kết lưới và chuyển tải của các xuất tuyến 22 kV, cần phải tính toán
tối ưu việc luân chuyển các cụm tụ bù sẵn có và đặt thêm tụ bù.
- Thực hiện bài toán CAPO ở 3 chế độ tải ngày của mùa mưa và mùa nắng.
- Để đảm bảo vận hành tối ưu xác lập tình trạng vận hành các bộ tụ theo 2 mùa.
Bảng 4.4. Tình trạng vận hành các 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
1
471 Bố Trạch
74
300
Mở
Đóng
2
473 Bố Trạch
46/168
300
Đóng
Đóng
3
475 Bố Trạch
110
300
Mở
Đóng
7/2
150
Mở
Đóng
4
477 Bố Trạch
61
150
Mở
Đóng
5
479 Bố Trạch
91
150
Mở
Đóng
251
300
Mở
Đóng
6
481 Bố Trạch
131
150
Đóng
Đóng
141/11
150
Mở
Đóng
7
475 Bắc Đồng Hới
3/48/49
150
Mở
Đóng
8
479 Bắc Đồng Hới
101
300
Đóng
Đóng
4.4.6. Tính toán TTĐN lưới điện 22 kV Bố Trạch sau khi có TBA 110 kV
Từ sơ đồ các xuất tuyến 22 kV sau bài toán kết lưới tối ưu TOPO, tính TTĐN của
lưới điện trung thế theo hướng dẫn của EVN.
22
Bảng 4.5. TTĐN mùa nắng lưới điện 22 kV khi có TBA 110 kV
∆Pmax
TT
Tên xuất tuyến
∆Po
mùa
(kW)
nắng
(kW)
Kđt
mùa
nắng
TTĐN
Thanh cái
mùa nắng
mùa nắng
2018
2018
(kWh)
(kWh)
Tỷ lệ
TTĐN
(%)
1
471 Bố Trạch
17,317 39,238
0,527
166.793
7.924.912
2,10
2
473 Bố Trạch
20,379 29,777
0,650
174.512
9.306.263
1,88
4
475 Bố Trạch
30,766 65,027
0,676
328.059 12.471.946
2,63
3
477 Bố Trạch
15,390 41,004
0,515
160.252
8.090.963
1,98
5
479 Bố Trạch
11,925 16,368
0,559
92.584
4.525.439
2,05
6
481 Bố Trạch
22,392
75,2
0,568
285.944
9.591.883
2,98
7
475 Bắc Đồng Hới
12,704 20,282
0,657
114.355
8.012.255
1,43
8
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 khi có TBA 110 kV
TT
Tên xuất tuyến
∆Po
(kW)
∆Pmax
mùa
mưa
(kW)
Kđt
mùa
mưa
TTĐN
mùa mưa
2018
(kWh)
Thanh cái
mùa mưa
2018
(kWh)
Tỷ lệ
TTĐN
(%)
1
471 Bố Trạch
17,317
36,442
0,362
133.299
6.052.185
2,20
2
473 Bố Trạch
20,379
31,849
0,327
134.520
7.195.280
1,87
4
475 Bố Trạch
30,766
55,424
0,445
242.000
8.299.306
2,92
3
477 Bố Trạch
15,390
33,647
0,314
113.401
6.034.500
1,88
5
479 Bố Trạch
11,925
18,138
0,290
75.064
3.462.206
2,17
6
481 Bố Trạch
22,392
82,128
0,302
206.007
6.971.065
2,96
7
475 Bắc Đồng Hới
12,704
28,613
0,380
102.984
7.096.413
1,45
8
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 cả năm lưới điện 22 kV khi có TBA 110 kV
TT
Tên xuất tuyến
TTĐN
mùa mưa
2018
(kWh)
TTĐN mùa
nắng 2018
(kWh)
TTĐN
năm 2018
(kWh)
Thanh cái
năm 2018
(kWh)
Tỷ lệ
TTĐN
(%)
1
471 Bố Trạch
133.299
166.793
300.091
13.977.097
2,15
2
473 Bố Trạch
134.520
174.512
309.032
16.501.543
1,87
4
475 Bố Trạch
242.000
328.059
570.058
20.771.251
2,74
3
477 Bố Trạch
113.401
160.252
273.652
14.125.463
1,94
5
479 Bố Trạch
75.064
92.584
167.648
7.987.644
2,10
6
481 Bố Trạch
206.007
285.944
491.951
16.562.948
2,97
7
475 Bắc Đồng Hới
102.984
114.355
217.340
15.108.668
1,44
8
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 được trong 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 quả đầu tư
- Vốn đầu tư đấu nối lưới điện 22 kV: 27.454.361.000 đồng [13].
- Vốn đầu tư luân chuyển, lắp mới các cụm tụ bù trung thế: 240.750.000 đồng.
+ Tổng vốn đầu tư: 27.695.111.000 đồng
- Kết quả tính toán kết quả về mặt kinh tế như sau:
+ IRR = 14,14% (Tỷ suất hoàn vốn nội bộ).
+ NPV=24.604,1 triệu đồng (Giá trị hiện tại thuần).
+ B/c=1,55 (Tỷ số lợi ích/ chi phí)
+ Thv = 13,9 năm (thời gian thu hồi vốn).
- Giải pháp có hiệu quả về mặt tài chính.
4.6. Kết luận chương 4
