NGHIÊN CỨU GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC MINH HÓA TỈNH QUẢNG BÌNH
Bạn đang xem bản rút gọn của tài liệu. Xem và tải ngay bản đầy đủ của tài liệu tại đây (1.37 MB, 26 trang )
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
PHAN NHƯ KHOA
NGHIÊN CỨU GIẢM TỔN THẤT
ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
ĐIỆN LỰC MINH HÓA 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: PGS.TS. ĐINH THÀNH VIỆT
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 Đà Nẵng 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:
- Ngày nay, nhu cầu sử dụng điện của mỗi quốc gia tăng trưởng một cách
chóng mặt, tỷ lệ thuận với sự phát triển của nền kinh tế - kỹ thuật và xã hội của
quốc gia đó. Do đó, đáp ứng đầy đủ nhu cầu về điện, và hơn nữa là đáp ứng về
chất lượng điện năng, khả năng truyền tải điện, giảm tổn thất điện năng, nâng
cao độ tin cậy cung cấp điện hiện đang là các tiêu chí quan trọng để đánh giá sự
phát triển của ngành công nghiệp năng lượng của một quốc gia.
- Việc giảm tổn thất điện năng, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện đang là
mối quan tâm hàng đầu của Tổng công ty Điện lực miền Trung. ENV CPC đã
xây dựng đề án giảm tổn thất điện năng, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện đến
năm 2020 và đã giao chỉ tiêu tổn thất, độ tin cậy cụ thể cho các công ty Điện lực
thành viên, trong đó QBPC được giao chỉ tiêu tổn thất đến năm 2020 là 4,95%.
Do đó, cần phải có nhiều hơn các dự án, nguồn vốn và sự đầu tư đúng hướng,
triệt để để đưa phần tổn thất điện năng, độ tin cậy cung cấp điện giảm xuống
đúng với mức đề ra theo lộ trình đến năm 2020 và xa hơn nữa là 2025 của Tổng
công ty Điện lực miền Trung đã đề ra.
- Để góp phần vào mục tiêu chung của Công ty Điện lực Quảng Bình, tôi
chọn đề tài: “Nghiên cứu giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối Điện
lực Minh Hóa tỉnh Quảng Bình” để thực hiện.
2. Mục đích nghiên cứu:
Phân tích hệ thống lưới điện hiện trạng và đưa ra các giải pháp để giảm tổn
thất điện năng cho hệ thống lưới điện phân phối trên huyện Minh Hóa, tỉnh
Quảng Bình.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu:
Thu thập dữ liệu về nguồn và phụ tải lưới phân phối trong phạm vi nghiên
cứu để phân tích, đánh giá.
Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT tính toán tổn thất điện năng đối với lưới
điện hiện hữu đang vận hành huyện Minh Hóa, từ đó đề xuất các giải pháp giảm
tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối.
Đánh giá hiệu quả đầu tư sau khi thực hiện các giải pháp đề xuất để kiến
nghị cho Công ty Điện lực Quảng Bình trên lưới điện khu vực huyện Minh Hóa.
4. Phương pháp nghiên cứu:
Phương pháp nghiên cứu tài liệu: Thu thập và nghiên cứu các tài liệu trong
và ngoài nước đề cập đến vấn đề tính toán xác định tổn thất điện năng, các giảm
2
pháp giảm tổn thất điện năng và các vấn đề về độ tin cậy cung cấp điện cho lưới
điện phân phối.
Phương pháp xử lý thông tin: Sử dụng các phần mềm PSS/ADEPT để tính
toán lại lưới điện hiện trạng và xử lý thông tin định lượng về độ tin cậy của lưới
điện phân phối huyện Minh Hóa, từ đó đề xuất các giải pháp nhằm giảm tổn thất
điện năng và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. Sau đó sử dụng các phần mềm
đó để tính toán lại hiệu quả của các giải pháp đã đưa ra.
5. Dự kiến kết quả đạt được:
Lập lưới điện 22 kV trên PSS/ADEPT với tính toán cho lưới điện cụ thể
huyện Minh Hóa, từ đó đề xuất phương án thay đổi tối ưu trong việc đầu tư xây
dựng, cải tạo, quản lý vận hành lưới phân phối huyện Minh Hóa, từ đó có lộ
trình thực hiện các giải pháp giảm tổn thất điện năng có hiệu quả.
6. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài:
Ý nghĩa khoa học: Xây dựng được bài toán về độ tin cậy cung cấp điện và
tính toán cụ thể được tổn thất điện năng trên lưới điện cụ thể.
Ý nghĩa thực tiễn: Có được những giải pháp hiệu quả giúp đơn vị quản lý
vận hành lưới điện phân phối tại huyện Minh Hóa, có được cái nhìn tổng quan
về lưới điện mình đang quản lý, đồng thời thực hiện theo lộ trình các bước nhằm
giảm hiệu quả tổn thất điện năng lưới điện và tăng độ tin cậy cung cấp điện.
7. Tên đề tài:
Căn cứ vào mục đích, đối tượng, phạm vi và phương pháp nghiên cứu. Đề
tài được đặt tên: “Nghiên cứu giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối
Điện lực Minh Hóa tỉnh Quảng Bình”.
8. Bố cục của luận văn:
Bố cục luận văn ngoài phần mở đầu và kết luận chung, nội dung của luận
văn được biên chế thành 3 chương như sau:
Chương 1: Tổng quan tình hình lưới điện phân phối Điện lực Minh Hóa,
tỉnh Quảng Bình.
Chương 2: Tính toán và đánh giá tổn thất điện năng lưới điện phân phối
hiện trạng Điện lực Minh Hóa.
Chương 3: Đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện phân
phối huyện Minh Hóa.
3
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN TÌNH HÌNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
ĐIỆN LỰC MINH HÓA TỈNH QUẢNG BÌNH
1.1 Giới thiệu về huyện Minh Hóa.
Minh Hóa là huyện miền núi vùng cao nằm về phía Tây Bắc tỉnh Quảng
Bình. Phía Tây giáp nước Cộng hòa Dân chủ nhân dân Lào với 89 km đường
biên giới, phía Bắc giáp huyện Tuyên Hóa, phía Nam và Đông Nam giáp huyện
Bố Trạch. Minh Hóa có dân tộc Kinh chiếm đa số và các dân tộc ít người Bru Vân Kiều, Chứt…tập trung ở các xã biên giới (Dân Hóa, Trọng Hóa, Thượng
Hóa và Hóa Sơn).
Toàn huyện có 15 xã và 1 thị trấn với diện tích tự nhiên là 1.410 km2.
Dân số trên 49 nghìn người, trong đó, dân số ở độ tuổi lao động trên 27 nghìn
người. Do điều kiện tự nhiên khắc nghiệt nên cơ sở vật chất hạ tầng kinh tế - xã
hội cũng như đời sống của nhân dân còn rất nhiều thiếu thốn khó khăn.
1.2 Khái quát về Điện lực Minh Hóa.
1.2.1 Khái quát về Điện lực Minh Hóa.
Điện lực Minh Hóa trực thuộc Công ty Điện lực Quảng Bình, nhiệm vụ
chính là quản lý vận hành, kinh doanh điện năng, chăm sóc, phát triển khách
hàng trên địa bàn huyện Minh Hóa, tỉnh Quảng Bình.
1.2.2 Đặc điểm lưới điện phân phối huyện Minh Hóa.
Với đặc điểm là huyện vùng núi cao nên lưới điện huyện Minh Hóa mang
tính đặc trưng của lưới điện khu vực nông thôn miền núi. Hệ thống lưới điện
trung thế đa phần là dây nhôm lõi thép, phần lớn là dây trần, tiết diện nhỏ, bán
kính cấp điện lớn. Cả huyện chỉ được cấp nguồn từ trạm trung gian 35/22kV
Quy Đạt và phần đường dây sau cùng của xuất tuyến 35 kV xuất phát từ huyện
Tuyên Hóa.
Toàn bộ huyện Minh Hóa được cấp điện từ 03 xuất tuyến trung thế 22 kV
là 471, 472, 473 từ trạm trung gian 35/22 kV Quy Đạt và từ vị trí 371SGI_307
XT 371 Sông Gianh đến TTG Quy Đạt.
Khối lượng quản lý đường dây và trạm khu vực huyện Minh Hóa như sau:
+ Đường dây trung thế: 213.76 km.
+ Đường dây hạ thế: 216.6 km.
+ Trạm biến áp: 01 trạm trung gian 35/22 kV và 130 trạm biến áp phân
phối, với tổng dung lượng 14,091.5 MVA.
4
1.2.2.1 Đường dây
1.2.2.2 Trạm biến áp
1.2.3 Phương thức vận hành hiện tại của lưới điện phân phối Điện lực Minh
Hóa.
Với đặc tính là huyện miền núi, dân cư sống rải rác, phụ tải nhỏ, địa hình
chia cắt mạnh, nên kết cấu lưới điện Điện lực Minh Hóa vẫn còn theo hình tia,
đường dây dài. Do đó, Điện lực gặp nhiều khó khăn trong công tác quản lý vận
hành, giảm tổn thất điện năng và cải tạo nâng cấp lưới điện.
1.3 Hiện trạng về tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối huyện Minh
Hóa – Công ty Điện lực Quảng Bình.
Tổn thất điện năng hiện nay của lưới điện huyện Minh Hóa đang ở mức
cao, TTĐN năm 2017 là 7.48%, trong đó tổn thất trung thế 4.35% và tổn thất hạ
thế ở mức 3.74%.
Theo lộ trình đến năm 2020, tổn thất điện năng của huyện Minh Hóa sẽ
giảm về mức 6.8%.
Biểu đồ tỷ lệ Tổn thất điện năng khu vực huyện Minh Hóa qua 03 năm:
TTĐN qua các năm
9
8.8
8.74
8.6
8.41
8.4
8.2
8
7.8
7.48
7.6
7.4
7.2
7
6.8
Năm 2015
Năm 2016
Năm 2017
Hình 1.1 Tỷ lệ TTĐN Điện lực Minh Hóa từ năm 2015 đến 2017
1.4 Vai trò và ý nghĩa của bài toán xác định tổn thất công suất và tổn thất
điện năng.
1.4.1 Định nghĩa tổn thất điện năng.
Tổn thất điện năng trong hệ thống điện nói chung là chênh lệch giữa
lượng điện năng sản xuất từ nguồn điện và lượng điện năng được tiêu thụ tại phụ
tải trong một khoảng thời gian nhất định.
5
1.4.2 Vai trò việc xác định tổn thất công suất, tổn thất điện năng.
Việc xác định tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong lưới điện có
vai trò hết sức to lớn, quyết định đến tất cả tính toán kinh tế kỹ thuật trên lưới
điện. Là mối quan tâm hàng đầu của các Công ty Điện lực.
Tính đúng được tổn thất công suất sẽ hỗ trợ giúp cho công tác đầu tư,
công tác quản lý vận hành và là nền tảng cho các tính toán hiệu quả đầu tư.
1.4.3 Ý nghĩa việc xác định tổn thất công suất, tổn thất điện năng.
Việc xác định đúng tổn thất công suất và tổn thất điện năng góp phần giúp
cho việc định hướng đúng trong công tác điều hành của các Công ty Điện lực,
giúp xác định đúng nguyên nhân gây ra tổn thất và có giải pháp để thực hiện
giảm TTĐN.
1.5 Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số tổn thất công suất, tổn thất điện năng
trong lưới điện phân phối.
Các yếu tố tác động đến tổn thất điện năng.
Các yếu tố khách quan:
Tổn thất điện năng do yếu tố khách quan khó có thể lường trước như các
yếu tố tự nhiên như khí hậu, thời tiết, địa hình. Điện năng sản xuất ra để đưa tới
nơi tiêu thụ phải thông qua hệ thống truyền tải và phân phối. Hệ thống điện bao
gồm các TBA và các đường dây tải điện gồm nhiều bộ phận khác nhau như
MBA, máy cắt, dao cách ly, tụ bù, sứ xuyên thanh cái, cáp ngầm, cột, đường dây
trên không, phụ kiện đi nối dây dẫn và dây chống sét với cột, sứ cách
điện v..v…Các bộ phận này đều phải chịu tác động của thiên nhiên (gió, mưa,
ăn mòn, sét, dao động, nhiệt độ, bão từ, rung động do gió, văng bật dây, ).
Các yếu tố chủ quan:
Lượng điện hao hụt trong quá trình phân phối và truyền tải điện năng
người lao động đóng vai trò không nhỏ, các công nhân, kỹ sư, phải có trình độ
chuyên môn nghiệp vụ nhất định. Phải thông thạo về nghiệp vụ về điện để tuyên
truyền, hướng dẫn cho khách hàng trong quá trình mua hàng và phương pháp sử
dụng, nhất là an toàn điện, tránh xảy ra những nguy hiểm và tổn thất không đáng
có. Cũng như trong việc sử dụng, kiểm tra các thiết bị điện thuộc phạm vi mình
quản lý.
Theo mô hình tổ chức quản lý điện hiện nay dẫn đến sự chậm chạp trong
việc xử lý sự cố vận hành mạng lưới, tạo nên tình hình phức tạp trong công tác
kinh doanh do luồng thông tin quá lớn, số đầu vào nhiều.
Vấn đề tổ chức sản xuất trong kinh doanh bán điện còn chưa hợp lý, dẫn
đến sự bất bình của người sử dụng điện.
6
Vậy, để quản lý tốt sản phẩm của mình trong đó có giảm lượng điện năng
hao tổn thì việc tổ chức sản xuất hợp lý, tạo mối liên hệ cân đối, hài hoà giữa
các bộ phận, phải có một đội ngũ nhân viên có trình độ, tinh thần trách nhiệm
cao với công việc là hết sức cần thiết. Tổ chức sản xuất kinh doanh không hợp
lý tất yếu dẫn đến hoạt động của ngành kém chất lượng, điện cung cấp không
đầy đủ cả về số lượng và chất lượng, hao tổn điện năng nhiều.
Công tác quản lý khách hàng tốt sẽ góp phần rất lớn vào việc giảm tổn thất
điện năng của ngành điện.
1.6 Các biện pháp nhằm giảm tổn thất điện năng.
Các biện pháp kỹ thuật:
+ Nâng cao điện áp định mức của lưới điện phù hợp với quy hoạch
phát triển lưới điện khu vực, nếu thấy phụ tải tăng trưởng mạnh về giá trị
cũng như khoảng cách, với cấp điện áp định mức cũ không đáp ứng được.
+ Bù kinh tế trong mạng điện phân phối bằng tụ điện.
+ Phân bố tối ưu công suất phản kháng trong lưới điện làm cho
dòng công suất phản kháng vận chuyển hợp lý trên các đường dây cho tổn
thất nhỏ nhất.
+ Hoàn thiện kết cấu trúc lưới điện để có thể vận hành với tổn thất
nhỏ nhất.
+ Cải tiến kỹ thuật và sử dụng các thiết bị, vật liệu chất lượng cao có tổn
thất nhỏ.
+ Chọn đúng công suất MBA phù hợp với yêu cầu phụ tải, tránh
hiện tượng máy biến áp vận hành quá non tải.
Các biện pháp quản lý:
+ Nâng cao chất lượng công tác quản lý vận hành.
+ Nâng cao chất lượng trong công tác quản lý khách hàng.
+ Nâng cao chất lượng công tác dịch vụ khách hàng.
1.7 Các phương pháp tính toán tổn thất điện năng trong lưới điện phân
phối.
Nếu phụ tải của đường dây không thay đổi và xác định được tổn thất công
suất tác dụng trên đường dây là ∆P thì khi đó tổn thất điện năng trong thời gian t
sẽ là:
(1.1)
Nhưng thực tế phụ tải của đường dây của mạng điện luôn thay đổi theo
thời gian (biến thiên theo đồ thị phụ tải của các hộ tiêu thụ, theo tình trạng làm
7
việc của các nhà máy điện), vì vậy phải dùng phương pháp tích phân để tính tổn
thất điện năng
∫
(1.2)
Thông thường P(t) là một hàm số phức tạp của thời gian t, rất khó tích
phân, nên biểu thức trên chỉ có ý nghĩa lý thuyết, do đó ta phải dùng các phương
pháp khác nhau như: xác định tổn thất điện năng theo đồ thị phụ tải, xác định tổn
thất điện năng theo thời gian tổn thất công suất lớn nhất ....
Phương pháp xác định tổn thất điện năng theo thời gian tổn thất công suất
lớn nhất. Đây là phương pháp đơn giản thuận tiện nhất. Trong các trạng thái, ta
chọn trạng thái có tổn thất công suất lớn nhất, và ta tính tổn thất công suất ở
trạng thái này gọi là Pmax.
Vậy tổn thất điện năng trong một năm bằng tích số của
Pmax với thời
gian tổn thất công suất lớn nhất :
(1.3)
A = Pmax.
Thời gian tổn thất công suất lớn nhất là thời gian mà trong đó nếu mạng
điện liên tục tải với công suất Pmax ( hay Imax) thì sẽ gây ra một tổn thất điện năng
trong mạng điện vừa đúng bằng tổn thất điện năng trên thực tế.
Trường hợp đường dây cấp điện cho phụ tải thì thời gian tổn thất công
suất lớn nhất được tính toán thống kê theo Tmax theo công thức:
Với
(1.4)
Ý nghĩa của rất rõ ràng, nếu dòng điện lưới Imax = Const thì thời gian
nó gây ra tổn thất đúng bằng tổn thất điện năng do dòng điện thực tế gây ra
trong thời gian một năm.
Điện năng phụ tải tiêu thụ trong một năm bằng:
n
A Pmax Tmax P1 ∆t1 P2 ∆t2 ……+Pi ∆ti ∑ Pi ∆ti
(1.5)
i 1
Trong đó: Pmax : là công suất tiêu thụ lớn nhất; Tmax : là thời gian sử dụng
công suất lớn nhất, là thời gian mà trong đó nếu tất cả các hộ dùng điện đều sử
dụng công suất lớn nhất Pmax thì năng lượng điện truyền tải trong mạng điện sẽ
vừa đúng bằng năng lượng điện thực tế được truyền tải trong mạng điện sau thời
gian vận hành t.
8
Một số phương pháp tính TTĐN như sau:
+ Phương pháp xác định tổn thất điện năng theo các chỉ số công tơ.
+ Phương pháp xác định tổn thất điện năng theo đồ thị phụ tải.
+ Phương pháp xác định tổn thất điện năng theo tổn thất công suất lớn
nhất.
+ Phương pháp xác định tổn thất điện năng theo dòng điện trung bình
bình phương.
Trong đề tài này, tôi sử dụng tính toán tổn thất điện năng trên lưới điện
trung thế huyện Minh Hóa bằng cách mô phỏng qua chương trình PSS/ADEPT.
KẾT LUẬN CHƯƠNG 1
Trên đây là một số thông tin sơ bộ về lưới điện huyện Minh Hóa. Lưới
điện khu vực có đặc trưng là lưới điện nông thôn miền núi, lưới điện đã được
đầu tư từ nhiều năm, tiết diện dây còn nhỏ, chiều dài tuyến trục chính là rất lớn,
một số rất đoạn đường dây đã được sửa chữa, nâng cấp tuy nhiên còn rất nhiều
đoạn đường dây từ lúc đầu tư đến nay vẫn chưa được sửa chữa, cải tạo.
Với tốc độ phát triển phụ tải của khu vực qua các năm khoảng 8%/năm,
vốn đầu tư của ngành điện hiện nay dành cho lưới điện khu vực chỉ đủ để phát
triển một phần, phần còn lại phải huy động từ nguồn vốn đóng góp của địa
phương và nhân dân địa phương.
Hiện nay, ngành điện xác định nhiệm vụ hàng đầu là giảm TTĐN điện
năng, nâng cao chất lượng điện năng cũng như nâng cao công tác dịch vụ khách
hàng. Để thực hiện điều đó, ngành điện đang vận dụng mọi nguồn lực để đầu tư,
sửa chữa nâng cấp lưới điện, song song với việc đầu tư phải tính toán sao cho
công tác đầu tư phải có hiệu quả cao nhất, đồng thời phải đảm bảo cung cấp điện
an toàn, liên tục, và đảm bảo chất lượng điện năng cho khách hàng sử dụng.
9
CHƯƠNG 2: TÍNH TOÁN VÀ ĐÁNH GIÁ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HIỆN TRẠNG ĐIỆN LỰC MINH HÓA
2.1 Giới thiệu về phần mềm PSS/ADEPT – công cụ mô phỏng để tính toán
tổn thất điện năng.
Phần mềm PSS/ADEPT (Power System Simulator/Advanced Distribution
Engineering Productivity Tool) là phần mềm tính toán và phân tích lưới điện
phân phối được xây dựng và phát triển bởi nhóm phần mềm A Shaw Group
Company, Power Technologies International (PTI) thuộc Siemens Power
Transmission & Distribution, Inc. Phần mềm PSS/ADEPT mô phỏng, tính toán
được 8 bài toán trong lưới điện. Nhưng trong phạm vi đề tài ta chỉ sử dụng phần
PSS/ADEPT với chức năng: Tính toán phân bố công suất (Load Flow), tính toán
vị trí, dung lượng bù tối ưu cho lưới điện trung áp (CAPO) và phân tích điểm
mở tối ưu (TOPO) cho lưới điện trung thế 22kV.
2.1.1 Tính toán về phân bố công suất
2.1.2 Tính toán bù tối ưu
2.1.2.1 Thiết lập các thông số kinh tế lưới điện cho Capo
2.1.2.2 Cách PSS/ADEPT tính các vấn đề kinh tế trong Capo
Giả sử CAPO đang tính toán lắp đặt tụ bù thứ n, độ lớn sF. Tất cả các nút
hợp lệ trong lưới điện được xem xét để tìm vị trí đặt tụ bù sao cho số tiền tiết
kiệm được là lớn nhất; giả sử công suất thực tiết kiệm được là xP (kW) và công
suất phản kháng tiết kiệm được là xQ (kvar). Năng lượng tiết kiệm và quá trình
bảo trì diễn ra trong một khoảng thời gian, vì vậy chúng ta sử dụng một đại
lượng thời gian tương đương, gọi là Ne:
∑
(
)
(2.1)
Như vậy giá trị của năng lượng tiết kiệm được là:
(2.2)
Giá trị của chi phí mua tụ bù là:
(2.3)
Nếu tiền tiết kiệm được lớn hơn chi phí, CAPO sẽ xem xét đến tụ bù thứ
(n+1), nếu tiền tiết kiệm được nhỏ hơn thì CAPO bỏ qua tụ bù thứ n và ngừng
tính toán.
Thiết lập các tùy chọ cho phép phân tích Capo
PSS/ADEPT cho phép chúng ta sửa đổi các tuỳ chọn trong phần tìm vị trí
tụ bù tối ưu.
10
2.1.2.3 Cách PSS/ADEPT chọn vị trí bù tối ưu
Đầu tiên, tính phân bố công suất cho mỗi đồ thị phụ tải để biết nấc điều
chỉnh của máy biến áp và nấc chỉnh của tụ bù ứng động đang có trên lưới, các
nấc chỉnh này được lưu lại cho từng trường hợp, các máy biến áp và tụ bù này sẽ
không được điều chỉnh nữa khi CAPO chạy.
CAPO có thể đặt nhiều tụ bù cố định và (hoặc) nhiều tụ bù ứng động tại
mỗi nút. PSS/ADEPT sẽ gộp các tụ bù này thành một tụ bù cố định và (hoặc)
một tụ bù ứng động. Tụ bù ứng động đơn sẽ có nấc điều chỉnh tương ứng và lịch
đóng cắt tụ sẽ biểu diễn các bước đóng cắt của từng tụ bù đơn.
2.1.3 Tính toán điểm mở tối ưu
Bài toán TOPO (Tie Open Point Optimization) sẽ phân tích, tính toán,
định hình hệ thống hình tia để có tổn thất công suất tác dụng nhỏ nhất, đóng
khóa để hình thành mạng vòng trong hệ thống, tách riêng điện kháng trong
mạng vòng và giải hệ thống điện, mở khóa mạng vòng với dòng nhỏ nhất.
TOPO thực hiện cho đến khi mở khoá cũng giống như đóng khoá.
2.1.3.1 Thiết lập thông số kinh tế cho bài toán Topo
Tính kinh tế của mạng điện được sử dụng trong quá trình phân tích để tính
chi phí năng lượng và nhu cầu: Giá điện, giá năng lượng phản kháng, giá nhu
cầu điện, và giá nhu cầu năng lượng phản khán.
2.1.3.2 Đặt các tùy chọn cho bài toán Topo
2.1.4 Trình tự thực hiện ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính toán lưới
điện phân phối
Bước 1: Thu thập, xử lý số liệu lưới điện.
Bước 2: Thể hiện sơ đồ lưới điện thực tế vận hành trên giao diện đồ họa
của PSS/ADEPT.
Bước 3: Thực hiện các chức năng tính toán lưới điện trên PSS/ADEPT.
2.1.5 Phương pháp tính toán tổn thất điện năng lưới điện áp dụng cho lưới
điện thuộc Điện lực Minh Hóa.
Theo quyết định số 994/QĐ-EVN ngày 15 tháng 09 năm 2009 của Tập
đoàn Điện lực Việt Nam, ta có phương pháp tính toán tổn thất công suất, tổn thất
điện năng từ các số liệu tính toán của chương trình PSS/ADEPT trong thời gian
tính toán của giai đoạn xét như sau:
(2.5)
Trong đó:
A: Tổn thất điện năng trong giai đoạn đang xét (kWh)
11
Po: là tổn thất kh
ông tải của MBA (kW).
Pmax: là tổn thất công suất tại thời điểm tải cực đại của lưới điện (kW).
T là thời gian tính toán của giai đoạn đang xét TTĐN (giờ)
Kđt hệ số đồ thị phụ tải ảnh hưởng đên TTĐN trong giai đoạn tính toán.
∑ (
)
(2.6)
Si, Smax là giá trị phụ tải đầu xuất tuyến tại các thời điểm ti, tmax.
Tỷ lệ TTĐN kỹ thuật của xuất tuyến:
(2.7)
A là điện năng nhận vào của lưới điện trong khoảng thời gian T (kWh).
2.2 Các đồ thị phụ tải điển hình của lưới điện phân phối Huyện Minh Hóa –
Công ty Điện lực Quảng Bình.
2.2.1 Phương pháp xây dựng biểu đồ phụ tải điển hình.
Biểu đồ phụ tải điển hình của trạm 35/22 kV Quy Đạt và Đường dây 35
kV từ vị trí 371SGI_307 thuộc xuất tuyến 371 Sông Gianh trạm 110/35/22 kV
Sông Gianh được xây dựng trên cơ sở số liệu bốn tháng từ tháng 4 đến cuối
tháng 7 năm 2018 cho dữ liệu phụ tải mùa khô, năm tháng từ tháng 11 năm 2017
đến hết tháng 3 năm 2018 cho dữ liệu phụ tải mùa mưa.
Số liệu được đọc trực tiếp qua các thiết bị đo đếm được gắn tại đầu các
xuất tuyến thông qua phần mềm DSPW, tần suất lấy số liệu là 30 phút/lần. Sau
khi có dữ liệu về công suất đầu xuất tuyến và chuyển sang file theo kiểu bảng
biểu, ta dùng các hàm chức năng trong phần mềm Microsoft excel để lọc và xuất
ra bảng số liệu công suất trung bình theo giờ trong ngày điển hình của xuất
tuyến.
Các số liệu ngày điển hình được tính là số liệu trung bình của từng thời
điểm ngày trong năm (một ngày có 24 thời điểm tương ứng với 24 giờ trong
ngày).
Công suất ngày điển hình:
∑
∑
Trong đó:
+ Pi ngày j là công suất tại thời điểm i của ngày j.
(2.8)
(2.9)
12
+ i: là thời điểm trong ngày (từ 1 đến 24 giờ).
+ j: là ngày trong thời gian lấy mẫu.
+ Ttt: là số ngày lấy mẫu.
Khi có được dữ liệu công suất tác dụng, công suất phản kháng các giờ của
ngày điển hình, ta có được công suất toàn phần các giờ trong ngày và từ đó ta
tính được Kđt theo từng giờ của từng xuất tuyến.
Phụ tải khu vực thay đổi theo hai mùa trong năm: Mùa khô và mùa mưa,
mùa khô bao gồm các tháng 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10 trong năm và mùa mưa gồm các
tháng còn lại: tháng 1, 2, 3, 11, 12. Do đó, trong luận văn, việc tính toán tổn thất
điện năng lưới điện Minh Hóa sẽ chia ra làm hai mùa: mùa khô và mùa mưa, sau
đó ta sẽ tính lại TTĐN cả năm bằng tổng TTĐN của hai mùa.
2.2.2 Biểu đồ công suất trong ngày điển hình các xuất tuyến 22kV trạm trung
gian 35/22 kV Quy Đạt và ĐZ 35 kV từ 371SGI_307 đến TTG Quy Đạt thuộc
XT 371 Sông Gianh trong mùa khô.
Thời gian lấy mẫu cho mùa khô là từ ngày 01/04/2018 đến hết ngày
31/07/2018, do đó giá trị Ttt cho các công thức (2.4), (2.5) là 122 ngày, sau khi
lấy dữ liệu công suất trên phần mềm DSPM trong thời gian lấy mẫu trên, ta nhận
được bảng công suất đầu các xuất tuyến. Từ đó ta tính được công suất trung bình
cho mỗi giờ trong ngày trong thời gian lấy mẫu và xuất ra được biểu đồ phụ tải
đặc trưng một ngày của mùa khô.
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
53.1
72.2
63.3
57.5
374.9
469.9
556.3
623.0
702.0
548.3
473.8
440.5
404.8
427.5
488.7
546.8
10
57.8
9
46.2
8
53.3
7
56.2
6
75.6
5
77.4
4
56.5
3
61.2
2
73.0
1
77.2
505.3
77.0
446.7
74.9
406.9
63.6
394.3
45.5
349.8
42.8
301.3
42.9
291.8
42.6
294.9
44.5
308.4
46.7
326.4
49.6
0
682.3
Công suất phản kháng Q (kVAr)
635.0
Công suất tác dụng P (kW)
23
Hình 2.1 Biểu đồ phụ tải ngày điển hình xuất tuyến 471 Quy Đạt trong
mùa khô
13
2.2.3 Biểu đồ công suất trong ngày điển hình các xuất tuyến 22kV trạm trung
gian 35/22 kV Quy Đạt và ĐZ 35 kV từ 371SGI_307 đến TTG Quy Đạt thuộc
XT 371 Sông Gianh trong mùa mưa.
Thời gian lấy mẫu cho mùa khô là từ ngày 01/11/2017 đến hết ngày
31/03/2018, do đó giá trị Ttt cho các công thức (2.4), (2.5) là 151 ngày, sau khi
lấy dữ liệu công suất trên phần mềm DSPM trong thời gian lấy mẫu trên, ta nhận
được bảng công suất đầu các xuất tuyến. Với các xử lý số liệu tương tự như ở
mùa khô, ta cũng có được số liệu công suất đầu xuất tuyến các giờ trong ngày
đặc trưng của mùa mưa.
254.0
40.6
60.0
50.9
35.4
349.6
457.5
557.9
668.3
542.4
363.8
321.2
351.6
413.5
35.1
9
30.7
8
23.6
7
28.5
6
35.1
5
33.2
4
13.3
65.3
3
25.2
69.4
2
48.4
50.5
1
11.6
437.9
490.0
450.2
427.3
433.0
400.3
30.3
265.8
31.7
212.9
34.2
199.1
29.0
202.3
33.8
202.7
31.0
217.2
34.3
0
747.2
Công suất phản kháng (kVAr)
680.1
Công suất tác dụng (kW)
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
Hình 2.2 Biểu đồ phụ tải ngày điển hình xuất tuyến 471 Quy Đạt trong
mùa mưa
Qua biểu đồ phụ tải ngày điển hình các xuất tuyến trung thế thuộc Điện
lực Minh Hóa, ta dễ dàng thấy được xu hướng tải theo giờ trong một mùa của
các xuất tuyến rất giống nhau, và xu hướng này khác nhau giữa hai mùa trong
năm. Điều này càng chứng tỏ nhóm phụ tải Sinh hoạt dân dụng đóng vai trò chủ
đạo trong hệ thống phụ tải của Điện lực Minh Hóa và việc tính toán tổn thất
trong năm chia ra theo hai mùa: mùa khô và mùa mưa là đúng đắn.
2.3 Tính toán tổn thất điện năng trên lưới điện trung thế Huyện Minh Hóa–
Công ty Điện lực Quảng Bình hiện tại bằng phần mềm PSS/ADEPT.
2.3.1 Nhập liệu vào chương trình PSS/ADEPT.
Căn cứ trên số liệu và biểu đồ điển hình của từng xuất tuyến trung thế có
trên địa bàn huyện, việc tính toán dựa vào giá trị Pmax ngày điển hình và theo hệ
số Kđt như sau:
14
471QDA_Mùa Khô
471QDA_Mùa Mưa
1.200
1.000
0.800
0.600
0.400
0.200
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
Hình 2.3 Biểu đồ hệ số Kđt của ngày điển hình xuất tuyến 471 Quy Đạt theo
hai mùa trong năm
Bảng 2.1 Bảng công suất cực đại và hệ số đồ thị các xuất tuyến trung thế
trong mùa khô.
STT
1
2
3
4
Xuất tuyến
371 Sông Gianh
471 Quy Đạt
472 Quy Đạt
473 Quy Đạt
Pmax (kW)
3,865.3
702.0
1,374.9
1,371.0
Qmax (kVAr)
468.6
77.4
144.0
121.9
Kđt
0.470
0.460
0.502
0.447
2.3.2 Mô phỏng trên chương trình PSS/ADEPT
Trong luận văn, dữ liệu công suất tác dụng trung bình của các TBA phân
phối và chuyên dùng bằng cách lấy sản lượng A (kWh) trong 4 tháng (từ ngày
01/04/2018 đến hết ngày 31/07/2018) với mùa khô và 5 tháng (từ ngày
01/11/2017 đến hết ngày 31/03/2018) đối với mùa mưa.
Khi đó ta có công suất từng TBA được tính theo công thức:
(2.6)
Bảng 2.2 Bảng thông số đầu xuất tuyến khi mô phỏng các xuất tuyến trung
thế Điện lực Minh Hóa trong mùa khô
STT
Xuất tuyến
1
2
3
4
371 Sông Gianh
471 Quy Đạt
472 Quy Đạt
473 Quy Đạt
Công suất đầu
xuất tuyến thực
trạng
P
Q
(kW) (kVAr)
3,865.3 468.6
702.0
77.4
1,374.9 144.0
1,371.0 121.9
Công suất đầu XT
trong mô phỏng
PSS
Q
P (kW)
(kVAr)
3,861.1 469.92
702.82
77.04
1373.69 144.57
1371.23 121.40
Hệ số
scale
Cos φ
1.5
1.54
1.43
1.567
0.99
0.95
0.974
0.98
15
2.3.3 Kết quả tính toán tổn thất công suất các tuyến
Kết quả tính toán tổn thất công suất trên các xuất tuyến được tóm tắt qua
bảng sau:
Bảng 2.3 Bảng tính tổn thất công suất các xuất tuyến trung thế
thuộc Điện lực Minh Hóa mùa khô
P TBA
(kW)
Kđt
371 Sông Gianh
0.470
54.13
23.44
9.96
471 Quy Đạt
0.460
0.37
4.67
6.79
472 Quy Đạt
0.502
22.84
8.61
15.84
473 Quy Đạt
0.447
6.01
10.67
11.27
Tổng
P ĐZ (kW)
Po MBA
(kW)
Xuất tuyến
83.04
47.11
44.11
Tính toán điện năng cho lưới điện ta dùng công thức:
(2.7)
Với:
App là sản lượng điện trong thời gian tính toán các mùa (ta lấy từ
tháng 11/2017 đến tháng 07/2018 cho 2 mùa) của các TBA trên xuất tuyến trung
thế.
A là tổn thất điện năng trong giai đoạn đang xét được tính theo
công thức 2.1
Bảng 2.4 Bảng tính tổn thất điện năng các xuất tuyến trung thế thuộc Điện
lực Minh Hóa cả năm
Xuất tuyến
Giờ)
A
(kWh)
A
(kWh)
A%
371 Sông Gianh
8,760
382,461.99 21,121,825.29
1.81%
471 Quy Đạt
8,760
78,555.47
3,774,865.19
2.08%
472 Quy Đạt
8,760
269,173.85
8,315,972.37
3.24%
473 Quy Đạt
8,760
159,424.31
7,292,618.72
2.19%
889,615.62 21,121,825.29
4.21%
Tổng
16
KẾT LUẬN CHƯƠNG 2
+ Nhận xét chung về tổn thất điện năng lưới điện trung thế Điện lực Minh
Hóa:
- Tổn thất điện năng lưới trung thế Điện lực Minh Hóa có tỷ lệ là 4.21%.
Trong đó từng thành phần tổn thất như sau: Tổn thất trên đường dây trung áp là
1.54%; tổn thất không tải MBA là 1.82% và tổn thất có tải MBA là 0.85%.
- Dễ dàng ta nhận thấy tỷ lệ tổn thất của lưới điện trung thế còn rất cao so
với toàn tỉnh tỷ lệ tổn thất phần lưới điện trung thế khoảng 3.31%.
- Thành phần tổn thất không tải của MBA cao hơn thành phần tổn thất có tải
và tổn thất trên đường dây.
- Các xuất tuyến chưa chưa được lắp đặt tụ bù trung thế.
- Vì đặc trưng về vị trí địa lý, địa hình và đặc tính tải khu vực huyện Minh
Hóa nên các xuất tuyến chưa có mạch vòng, mạch liên lạc với nhau.
- Với quy mô phụ tải nhỏ và rải rác, đặc trưng về địa hình mà vẫn còn ít vốn
đầu tư cải tạo lưới và hiệu quả đầu tư chưa cao. Do đó theo kế hoạch giảm tổn
thất theo lộ trình trong giai đoạn từ nay đến năm 2020, việc giảm tổn thất trên
lưới điện khu vực là rất khó khăn, cần phải xem xét, tính toán để đầu tư đúng
trọng điểm và đầu tư sao cho có hiệu quả cao nhất.
17
CHƯƠNG 3: ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN
NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN MINH HÓA
3.1 Các giải pháp tổ chức, kinh doanh
3.1.1 Giải pháp tổ chức.
3.1.2 Giải pháp kinh doanh
Quản lý công tơ đầu nguồn:
n định công tác ghi chỉ số và tổ chức hoạt động của tổ dịch vụ
3.1.3 Kiểm tra, quản lý hệ thống đo đếm.
3.2 Các giải pháp kỹ thuật.
3.2.1 Giải pháp sửa chữa, đầu tư xây dựng lưới điện.
3.2.1.1 Xây dựng, cấy mới các TBA ở trung tâm phụ tải.
Xây dựng cấy mới các trạm biến áp tại trung tâm phụ tải, tách lưới hạ thế
để tăng cường công suất trong khu vực, giảm bán kính cấp điện hạ thế và giảm
tổn thất điện năng lưới hạ thế.
Phần này chỉ đề xuất sử dụng bán kính cấp điện tối ưu: TTĐN lưới điện
hạ áp theo tiêu chí khu vực dân cư tập trung TTĐN ≤4%, khu vực dân cư phân
tán TTĐN ≤6%.
Bảng 3.1 Tổng hợp danh mục đầu tư cho công tác chống quá tải, giảm bán
kính cấp điện trong năm 2019 lưới điện thuộc Điện lực Minh Hóa.
Đường dây
(km)
STT
TÊN CÔNG TRÌNH
0,222kV
0,4kV
1
San tải, giảm bán kính
cấp điện TBA Vè
2_371SGI
0.35
2
San tải, giảm bán kính
cấp điện TBA Hóa
Thanh 1_472QDA
0.26
3
San tải, giảm bán kính
cấp điện TBA Ba
Nương và TBA Hợp
Lợi_472QDA
NCS TBA
TBA
XDM
kVA
kVA
(h/trạng)
kVA
(sau
NCS)
Khái
toán
(tr.đồng)
100
413
100
620
0.52
160
443
4
San tải, giám bán kính
cấp điện TBA Cổ
Liêm_473QDA
0.15
100
377
5
San tải, giảm bán kính
cấp điện TBA Liêm
Hóa_473QDA
1.51
100
1,251
0.23
0.65
18
6
Chống quá tải TBA Bến
Sú_472QDA
160
400
455
7
Chống quá tải TBA Yên
Hóa 3_471QDA
50
160
180
8
Chống quá tải TBA
Thanh Liêm_473QDA
100
250
305
9
Chống quá tải TBA
Khai Hóa_473QDA
100
250
305
10
Chống quá tải TBA
Tiền Phong 1_473QDA
50
160
222
180
250
305
Chống quá tải TBA
Khu kinh tế Cửa khẩu
Cha lo_473QDA
Chống quá tải đường
dây hạ thế các TBA
công cộng
11
12
6.37
1,578
Tổng khái toán
7,455
3.2.1.2 Cải tạo, đầu tư xây dựng đường dây trung áp.
Đường dây trung áp của khu vực có tỷ lệ TTĐN gần 40% so với lượng
TTĐN trên toàn bộ lưới điện trung thế, việc giảm TTĐN trên đường dây trung
thế hết sức quan trọng nhằm giảm TTĐN nói chung và nâng cao khả năng
truyền tải của đường dây cũng như nâng cao khả năng cung cấp điện cho phụ
tải.
Bảng 3.2 Khối lượng đường dây cần nâng cấp sửa chữa
STT
Tên tuyến
Thay dây
Vị trí
Chiều dài
(km)
473QDA_1 đến
12.2
473QDA_162
371SGI_307 đến TTG Quy
2
371 SGI
3x185
12.33
Đạt
3
472 QDA
3x185
Mở tại vị trí 472QDA_71
Từ TBA 110/22 Tuyên
4
472 THO
3x185
21.24
Hóa đến 472QDA_160
Tổng các tuyến
45.77
Sau khi đưa ra phương án và chạy lại mô phỏng trên PSS Adept, ta có
được dữ liệu về tổn thất sau cải tạo, xây dựng mới đường dây như sau:
1
473 QDA
3x185
19
Bảng 3.3 Tỉ lệ TTĐN lưới điện trung thế thuộc Điện lực Minh Hóa sau cải
tạo, xây dựng mới đường dây cả năm
Xuất tuyến
T (Giờ)
A
A
A%
(kWh)
(kWh)
8,760
164,267.23
14,589,924.93
1.13%
8,760
78,555.47
3,774,865.19
2.08%
471 Quy Đạt
8,760
41,709.58
2,015,556.70
2.07%
472 Quy Đạt
8,760
163,518.97
6,236,470.38
2.62%
473 Quy Đạt
8,760
146,134.39
7,279,328.80
2.01%
594,185.63
20,826,395.31
2.85%
371 Tuyên
Hóa
472 Tuyên
Hóa
Tổng
Bảng 3.4 TTĐN lưới điện trung thế thuộc Điện lực Minh Hóa giảm được sau cải
tạo trong một năm
A cũ
A mới
(kWh)
(kWh)
(kWh)
382,461.99
164,267.23
218,194.76
471 Quy Đạt
78,555.47
78,555.47
472 Quy Đạt
269,173.85
41,709.58
227,464.27
163,518.97
-163,518.97
Xuất tuyến
A giảm được
371 Tuyên Hóa
(371 Sông Gianh)
472 Tuyên Hóa
473 Quy Đạt
159,424.31
146,134.39
13,289.92
Tổng
889,615.62
594,185.63
295,429.99
3.2.1.3 Giảm tổn thất trong máy biến áp.
Qua thống kê, tính toán, hiện nay tổn thất trong MBA của lưới điện khu
vực chiếm tỷ lệ khá cao, chiếm hơn 41% tổn thất của lưới điện trung thế.
Việc giảm tổn thất trong MBA sẽ góp phần giảm được tỷ trọng TTĐN trên lưới
trung thế.
20
Máy biến áp Amorphous đã được phát triển và sử dụng ở các nước trên
thế giới. Đây là một giải pháp hiệu quả để giảm tổn thất điện năng, giúp giảm
phát thải CO2. Giai đoạn đầu giới thiệu, với chi phí cao hơn máy biến áp lỏi thép
Silic thông thường khoảng 40% nên chưa được quan tâm sử dụng nhiều, tuy
nhiên đến nay khoảng cách chi phí giữa 2 loại máy rút xuống còn khoảng 15%20%. Vì vậy máy biến áp Amorphous trở thành một giải pháp khả thi để giảm
tổn thất điện năng kỹ thuật trong phân phối điện.
Bảng 3.5 TTĐN Điện lực Minh Hóa sau khi thay các MBA thuộc ngành điện
theo tiêu chuẩn cũ sang MBA Amorphous
Xuất tuyến
Po cũ
(kW)
371 Tuyên Hóa
9.96
9.40
Chênh
lệch Po
TBA
(kW)
0.56
471 Quy Đạt
6.79
3.38
3.41
8760
29,862.84
472 Quy Đạt
15.84
0.75
15.09
8760
132,205.92
5.82
- 5.82
8760
- 51,000.72
8760
59,191.32
Po mới
(kW)
472 Tuyên Hóa
473 Quy Đạt
11.27
4.51
6.76
Tổng
43.86
23.86
20.00
Giờ)
A giảm
được
(kWh)
8760
4,931.88
175,191.24
3.2.2 Giải pháp lắp đặt tụ bù.
3.2.2.1 Hiện trạng bù tối ưu bù công suất phản kháng của lưới điện hiện hữu.
Các tuyến trung thế trên địa bàn huyện Minh Hóa chưa được lắp đặt tụ bù
trung thế. Do đó, sau khi cải tạo, đầu tư xây dựng mới ĐZ và kết lại lưới điện
trung thế, ta cần tính toán lại lưới điện bằng modul CAPO trong chương trình
PSS-Adept để có bổ sung tụ bù trung thế cho hợp lý.
3.2.2.2 Tính toán bằng modul CAPO chương trình PSS – ADEPT
3.2.2.3 Đề xuất phương án bù công suất phản kháng trên lưới điện hiện hữu.
21
Bảng 3.6 Đề xuất lắp đặt bổ sung tụ bù trên lưới điện thuộc Điện lực Minh
Hóa sau hiệu chỉnh
STT
Xuất tuyến
Vị trí lắp đặt
mới
Dung lượng
(kVAr)
Tụ bù
trung/hạ thế
1
472 Tuyên Hóa
472QDA_174/1
300
Bù trung thế
Trong luận văn đề xuất dời vị trí lắp tụ bù trung thế về vị trí
472QDA_174.
Bảng 3.7 TTĐN lưới điện trung thế thuộc Điện lực Minh Hóa sau bổ sung bù
Xuất tuyến
P (ĐZ
+ MBA)
cũ
P
giảm
sau bù
P (ĐZ
+ MBA)
mới
(kW)
(kW)
(kW)
A giảm
được
(h)
(kWh)
371 Tuyên Hóa
20.49
20.49
8760
-
471 Quy Đạt
5.04
5.04
8760
-
472 Quy Đạt
2.31
2.31
8760
-
472 Tuyên Hóa
13.86
0.38
13.48
5136
980.20
472 Tuyên Hóa
(Mùa mưa)
16.38
0.42
15.96
3624
557.08
473 Quy Đạt
13.05
13.05
8760
-
Tổng
71.13
0.67
70.46
1,537.28
3.3 Giải pháp quản lý vận hành:
3.3.1 Quản lý vận hành các trạm biến áp phân phối.
3.3.2 Tối ưu hóa mạch vòng đường dây trung thế bằng modul TOPO chương
trình PSS – ADEPT.
22
Bảng 3.8 Đề xuất vị trí mở mạch vòng trên lưới điện Minh Hóa sau cải tạo,
xây dựng đường dây trung thế
STT
Tên
mạch
vòng
1
472
QDA472
THO
Vị trí khóa liên kết mạch vòng
Trước khi chọn tối ưu
Sau khi chọn tối ưu
(lưới hiện hữu)
Trạng
Trạng
Dao liên kết lưới
Dao liên kết lưới
thái
thái
Xây dựng tuyến mới
Chưa có lưới liên
472 THO san tải cho
kết
472 QDA
Đóng
472QDA_71
Mở
472QDA_71
3.4 Đánh giá hiệu quả TTĐN.
Các giải pháp như bổ sung tụ bù, tính toán kết mạch vòng tối ưu, thay dây
dẫn với tính toán kinh tế kỹ thuật mang lại kết quả như sau:
Bảng 3.9 Kết quả các giải pháp giảm tổn thất điện năng
Tỷ lệ tổn thất sau các giải pháp
Khu
vực
Minh
Hóa
Hiện
hữu
Sau khi cải tạo,
xây dựng mới
ĐZ
Sau lắp
đặt bù
Tổn thất
công suất
giảm mùa
khô (kW)
4.21%
2.853%
2.846%
76.37
Tổn thất
TTĐN giảm
công suất
được
giảm mùa
(kWh/năm)
mưa (kW)
84.40
296,967.27
Giải pháp thay máy biến áp cũ hiện trạng bằng máy biến áp Amorphous:
Bảng 3.10 Kết quả giảm tổn thất điện năng với giải pháp thay máy biến áp
Amorphous
Khu
vực
Minh
Hóa
TBA
hiện
hữu
TBA
ngành điện
cần thay
P0
cũ
P0
mới
(kW)
(kW)
130
84
43.86
23.86
P0
giảm
được
(kW)
20.00
A giảm được
trong 1 năm
(kW)
175,191.24
23
KẾT LUẬN CHƯƠNG 3
Với những giải pháp trên, tổn thất điện năng lưới điện Minh Hóa sẽ giảm
sâu và theo lộ trình giảm tổn thất của Công ty Điện lực Quảng Bình đặt ra đến
năm 2020 có khả năng đạt được.
Việc sử dụng các chương trình tính toán PSS/ADEPT kết hợp với việc thu
thập số liệu từ các chương trình đọc thông số từ xa như CMIS, DSPM với các
trạm biến áp phân phối sẽ giúp việc tính toán chính xác và tiết kiệm được rất
nhiều thời gian trong công tác thu thập số liệu nhằm phục vụ công tác tính toán,
quản lý vận hành và giảm TTĐN trên lưới điện.
Ngoài việc tính toán, sử dụng giải pháp trong quản lý vận hành như bù
công suất phản kháng, tính toán kết lưới để vận hành tối ưu, nâng cấp cải tạo
lưới điện, cần sử dụng các thiết bị tiết kiệm năng lượng như MBA Amorphous
để giảm TTĐN trên lưới điện là hết sức cần thiết.
