Tính toán và đề xuất giải pháp giảm tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối điện lực phú vang
Bạn đang xem bản rút gọn của tài liệu. Xem và tải ngay bản đầy đủ của tài liệu tại đây (5.94 MB, 88 trang )
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
PHAN MINH TUẤN
TÍNH TOÁN VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP
GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC PHÚ VANG
C
C
R
L
T.
DU
LUẬN VĂN THẠC SĨ
Chuyên ngành: Kỹ thuật Điện
Đà Nẵng – Năm 2019
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
PHAN MINH TUẤN
TÍNH TOÁN VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP
GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC PHÚ VANG
C
C
R
L
T.
DU
Chuyên ngành: Kỹ thuật Điện
Mã số: 8520201
LUẬN VĂN THẠC SĨ
NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:
TS. PHAN ĐÌNH CHUNG
Đà Nẵng – Năm 2019
LỜI CẢM ƠN
Trước tiên tôi xin được gửi lời cảm ơn đến tất cả các Quý Thầy/Cô đã giảng
dạy trong chương trình cao học Kỹ thuật điện - trường Đại học Bách khoa – Đại học
Đà Nẵng, những người đã truyền đạt cho tơi những kiến thức hữu ích về kỹ thuật
điện, làm cơ sở cho tôi thực hiện luận văn này.
Tôi xin gửi lời cảm ơn sâu sắc tới TS. Phan Đình Chung đã tận tình hướng
dẫn, chỉ bảo cho tôi nhiều kinh nghiệm trong thời gian thực hiện đề tài.
Tôi cũng xin chân thành cảm ơn các Thầy/Cô đang giảng dạy tại khoa Điện trường Đại học Bách Khoa, các đồng nghiệp của Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế
đã giúp đỡ tơi trong việc trong q trình thu thập dữ liệu, thơng tin của luận văn, đóng
góp ý kiến và bổ sung những thiếu sót cho luận văn của tôi.
Sau cùng tôi xin gửi lời biết ơn sâu sắc đến gia đình đã ln tạo điều kiện tốt
nhất cho tơi trong q trình học cũng như thực hiện luận văn.
Do thời gian có hạn, kinh nghiệm nghiên cứu chưa có nên cịn nhiều thiếu sót,
tơi rất mong nhận được ý kiến đóng góp của Q Thầy/Cơ và các anh chị học viên.
C
C
DU
R
L
T.
C
C
DU
R
L
T.
TRANG TĨM TẮT TIẾNG ANH
TÍNH TỐN VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC PHÚ VANG
Học viên: Phan Minh Tuấn
Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201 - Khóa: K34.KTĐ
Trường Đại học Bách Khoa - ĐHĐN
Tóm tắt - Luận văn tính tốn tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối
Điện lực Phú Vang – Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế bằng phần mềm
PSS/ADEPT, đồng thời đưa ra các giải pháp nhằm giảm tổn thất điện năng lưới
điện cho khu vực Điện lực Phú Vang. Các giải pháp giảm tổn thất điện năng như:
tính tốn tìm vị trí đặt bù tối ưu và điểm mở tối ưu cho lưới điện trung thế, đề xuất
đầu tư, sửa chữa nâng cấp lưới điện trung thế bằng cách hoán đổi máy biến áp đầy
tải với máy biến áp non tải và sử dụng thiết bị tiết kiệm năng lượng (MBA
Amorphous).
Từ khóa – Tổn thất điện năng, các giải pháp giảm tổn thất điện năng.
C
C
R
L
T.
CALCULATION AND PROPOSAL OF SOLUTIONS TO
REDUCE ELECTRICAL ENERGY LOSS IN
DISTRIBUTION GRID OF PHU VANG POWER BRANCH
DU
Abstract – this thesis aims to calculate electrical energy loss on the
distribution grid of Phu Vang power branch-Thua Thien Hue Power company by
using PSS/ADEPT software and then propose schemes to reduce electrical energy
loss on this grid. Schemes suggested in this research includes the determination of
optimization position of reactive power compensator and opened loop; the proposal
of grid improvement by swapping full-load transformer with under-load ones or
replacing aged transformer by Amorphous metal transformer.
Keywords – Electrical energy loss, solutions of decrease in energy loss.
Phan Minh Tuấn
K34.KTĐ
MỤC LỤC
Trang
Lời cảm ơn
Lời cam đoan
Trang tóm tắt tiếng anh
Mục lục
Danh mục các ký hiệu, các chữ viết tắt
Danh mục hình ảnh
Danh mục bảng biểu
MỞ ĐẦU ..................................................................................................................... 1
Chương 1 .................................................................................................................... 3
Tổng quan về lưới điện phân phối thuộc Điện lực Phú Vang ..................................... 3
1.1. Giới thiệu về Công Ty Điện lực Thừa Thiên Huế ..................................................3
C
C
1.2. Đặc điểm của lưới điện phân phối khu vực Điện lực Phú Vang. ..........................4
R
L
T.
1.1.1.Khái quát về Điện lực Phú Vang........................................................................ 4
1.1.2.Đặc điểm lưới điện phân phối Điện lực Phú Vang. ........................................... 4
DU
1.3. Hiện trạng về tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối của Điện lực Phú Vang
– Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế..................................................................................7
1.4.Vai trị và ý nghĩa của bài tốn xác định tổn thất công suất và tổn thất điện năng7
1.4.3.Định nghĩa tổn thất điện năng. ........................................................................... 7
1.4.4.Vai trò việc xác định tổn thất công suất, tổn thất điện năng. ............................. 8
1.4.5.Ý nghĩa việc xác định tổn thất công suất, tổn thất điện năng. ........................... 8
1.5. Các biện pháp nhằm giảm tổn thất điện năng. ........................................................9
1.6. Các phương pháp tính tốn tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối. .........9
Chương 2 .................................................................................................................. 11
Tính tốn tổn thất điện năng lưới điện phân phối Điện Lực Phú Vang .................... 11
2.1. Giới thiệu về phần mềm PSS/ADEPT – cơng cụ mơ phỏng để tính toán tổn thất
điện năng. ............................................................................................................................11
2.2. Các đồ thị phụ tải điển hình của lưới điện phân phối Điện lực Phú Vang ........13
2.2.1.Phương pháp xây dựng biểu đồ phụ tải điển hình. .......................................... 13
2.2.2.Tính tốn chia nhóm phụ tải. ........................................................................... 14
2.2.3.Biểu đồ phụ tải lưới điện phân phối Điện lực Phú Vang ................................. 14
Phan Minh Tuấn
K34.KTĐ
2.3. Tính tốn tổn thất điện năng trên lưới điện trung thế Điện lực Phú Vang hiện tại
bằng phần mềm PSS/ADEPT. ..........................................................................................20
2.3.1.Nhập liệu vào chương trình PSS/ADEPT. ....................................................... 20
2.3.2.Kết quả tính tốn tổn thất cơng suất các tuyến ................................................ 25
Chương 3 .................................................................................................................. 29
Đề xuất một số giải pháp giảm tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối Điện lực
Phú Vang ................................................................................................................. 29
3.1. Tối ưu hóa mạch vịng đường dây trung thế bằng module TOPO ......................29
3.1.1.Khoảng thời gian 22:00-8:00 trong ngày của mùa khô ................................... 31
3.1.2.Khoảng thời gian 8:00-15:00 trong ngày của mùa khô ................................... 32
3.1.3.Khoảng thời gian 15:00-22:00 trong ngày của mùa khô ................................. 33
C
C
3.1.4.Lựa chọn điểm mở tối ưu trong mùa khô......................................................... 34
3.1.5.Sử dụng module TOPO cho đồ thị phụ tải mùa mưa ....................................... 35
R
L
T.
3.1.6.Giá trị tổn thất điện năng sau khi sử dụng module TOPO ............................... 36
3.2.Giải pháp tính tốn và lựa chọn vị trí lắp đặt tụ bù tối ưu bằng module CAPO ..36
DU
3.2.1.Cơ sở lý thuyết đặt tụ bù để giảm tổn thất điện năng....................................... 36
3.2.2.Module CAPO của chương trình PSS/ADEPT ................................................ 37
3.2.3.Tính tốn bù trung thế ...................................................................................... 38
3.2.4.Kết quả tính tốn bù trung thế .......................................................................... 40
3.3. Giải pháp giảm tổn thất bằng cách chống non tải MBA ......................................50
3.3.1.Cơ sở lý thuyết của việc tăng hiệu suất làm việc máy biến áp ........................ 50
3.3.2.Lựa chọn danh sách máy biến áp hốn chuyển ................................................ 51
3.3.3.Tính tốn tổn thất cơng suất trước và sau khi hốn chuyển ............................. 52
3.4. Giải pháp giảm tổn thất bằng cách sử dụng MBA lõi thép vơ định hình...........56
3.4.1.Cơ sở lý thuyết giải pháp sử dụng MBA lõi thép vơ định hình ....................... 56
3.4.2.Lựa chọn danh sách máy biến áp cần thay thế ................................................. 57
3.4.3.Tổng hợp tổn thất và giá trị làm lợi ................................................................. 59
Kết luận và kiến nghị
Tài liệu tham khảo
Phan Minh Tuấn
K34.KTĐ
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT
- CSPK: Công suất phản kháng.
- CSTD: Công suất tác dụng.
- ĐLPL: Điện lực Phú Lộc.
- ĐLPV: Điện lực Phú Vang.
- Đơn vị: Các điện lực trực thuộc Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế.
- EVNCPC: Tổng Công ty Điện lực miền Trung.
- HTĐ: Hệ thống điện
- LĐPP: Lưới điện phân phối.
- MBA: Máy biến áp.
- TTCS: Tổn thất công suất.
- TTĐN: Tổn thất điện năng.
R
L
T.
- TTHPC: Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế.
- ΔA: Tổn thất điện năng.
C
C
DU
- ΔP: Tổn thất công suất tác dụng.
- ΔQ: Tổn thất công suất phản kháng.
Phan Minh Tuấn
K34.KTĐ
DANH MỤC HÌNH ẢNH
Số hiệu
hình vẽ
Tên hình vẽ
Trang
Hình 1.1
Sơ đồ lưới điện
6
Hình 1.2
Tỷ lệ TTĐN theo phiên ghi ngày 1 của Điện lực Phú Vang từ
năm 2015 đến 2018
7
Hình 2.1
Biểu đồ phụ tải điển hình ngày theo mùa
15
Hình 2.2
Biểu đồ phụ tải ngày điển hình nhóm phụ tải loại I: Nơng
nghiệp - Lâm nghiệp - Thủy sản mùa khơ
16
Hình 2.3
Biểu đồ phụ tải ngày điển hình nhóm phụ tải loại I: Nơng
nghiệp - Lâm nghiệp - Thủy sản mùa mưa
16
Hình 2.4
Biểu đồ phụ tải ngày điển hình nhóm phụ tải loại II: Cơng
nghiệp - Xây dựng mùa khơ
16
Hình 2.5
Biểu đồ phụ tải ngày điển hình nhóm phụ tải loại II: Cơng
nghiệp - Xây dựng mùa mưa
17
Hình 2.6
Biểu đồ phụ tải ngày điển hình nhóm phụ tải loại III: Thương
mại - Dịch vụ mùa khơ
17
Hình 2.7
Biểu đồ phụ tải ngày điển hình nhóm phụ tải loại III: Thương
mại - Dịch vụ mùa mưa
17
Hình 2.8
Biểu đồ phụ tải ngày điển hình nhóm phụ tải loại IV: Sinh
hoạt mùa khơ
18
Hình 2.9
Biểu đồ phụ tải ngày điển hình nhóm phụ tải loại IV: Sinh
hoạt mùa mưa
18
Hình 2.10
Biểu đồ phụ tải ngày điển hình nhóm phụ tải loại V: Nhà
hàng – Khách sạn mùa khơ
18
Hình 2.11
Biểu đồ phụ tải ngày điển hình nhóm phụ tải loại V: Nhà
hàng – Khách sạn mùa mưa
19
Hình 2.12
Biểu đồ phụ tải ngày điển hình nhóm phụ tải loại VI: Các
hoạt động khác mùa khơ
19
Hình 2.13
Biểu đồ phụ tải ngày điển hình nhóm phụ tải loại VI: Các
hoạt động khác mùa mưa
19
C
C
R
L
T.
DU
Phan Minh Tuấn
K34.KTĐ
Số hiệu
hình vẽ
Tên hình vẽ
Trang
Hình 2.14
Biểu đồ tổng hợp cơng suất tác dụng chia 03 khoảng thời
gian trong ngày 06 nhóm phụ tải vào các tháng mùa khơ
21
Hình 2.15
Biểu đồ tổng hợp công suất tác dụng chia 03 khoảng thời
gian trong ngày 06 nhóm phụ tải vào các tháng mùa mưa
22
Hình 3.1
Sơ đồ một sợi rút gọn lưới điện các xuất tuyến có mạch vịng
liên lạc
29
Hình 3.2
Chức năng Consider branch overload limits
30
Hình 3.3:
Cửa sổ cài đặt thơng số giới hạn truyền tải của MBA
3200kVA.
31
Hình 3.4
Kết quả tính tốn TOPO khoảng thời gian 22:00-08:00 trong
ngày của mùa khơ
31
Hình 3.5
Sơ đồ 1 sợi minh họa điểm mở phân tuyến cũ và mới sau khi
TOPO khoảng thời gian 22:00-8:00 trong 1 ngày mùa khơ
32
Hình 3.6
Kết quả tính tốn TOPO khoảng thời gian 08:00-15:00 trong
ngày của mùa khơ
32
Hình 3.7
Sơ đồ 1 sợi minh họa điểm mở phân tuyến cũ và mới sau khi
TOPO khoảng thời gian 8:00-15:00 trong 1 ngày mùa khơ
33
Hình 3.8
Kết quả tính tốn TOPO khoảng thời gian 15:00-22:00 trong
1 ngày của mùa khơ
33
Hình 3.9
Sơ đồ 1 sợi minh họa điểm mở phân tuyến cũ và mới sau khi
TOPO khoảng thời gian 15:00-22:00 trong 1 ngày mùa khơ
34
Hình 3.10
Sơ đồ 1 sợi minh họa điểm mở phân tuyến cũ và mới sau khi
TOPO trong mùa mưa
35
Hình 3.11
Mơ tả chiều của cơng suất phản kháng di chuyển trên đường
dây
37
Hình 3.12
Các thơng số cài đặt trong CAPO
37
Hình 3.13
Các thơng số kinh tế trong CAPO
39
Hình 3.14
Các thông số giới hạn biên của module CAPO
40
R
L
.
T
U
D
Phan Minh Tuấn
C
C
K34.KTĐ
DANH MỤC BẢNG BIỂU
Số hiệu
bảng
Tên bảng
Trang
Bảng 2.1 Các khoảng thời gian tính tốn nhập liệu vào PSS/ADEPT
20
Bảng 2.2 Trọng số thời gian cho từng thời điểm
Bảng hệ số Scale theo từng loại tải trong từng Snapshot mùa
Bảng 2.3
khô
Bảng hệ số Scale theo từng loại tải trong từng Snapshot mùa
Bảng 2.4
mưa
Bảng so sánh thông số công suất đầu nguồn mùa khô sau mô
Bảng 2.5
phỏng
Bảng so sánh thông số công suất đầu nguồn mùa mưa sau mô
Bảng 2.6
phỏng
Bảng so sánh thông số đầu nguồn mùa khô sau mô phỏng xuất
Bảng 2.7
tuyến 472 Phú Bài
Bảng so sánh thông số đầu nguồn mùa mưa sau mô phỏng xuất
Bảng 2.8
tuyến 472 Phú Bài
Bảng so sánh thông số đầu nguồn mùa khô sau mô phỏng xuất
Bảng 2.9
tuyến 480 Huế 3
Bảng so sánh thông số đầu nguồn mùa mưa sau mô phỏng xuất
Bảng 2.10
tuyến 480 Huế 3
Bảng 2.11 Bảng tính tổn thất cơng suất tuyến 472 trạm Phú Bài mùa khơ
Bảng 2.12 Bảng tính tổn thất cơng suất tuyến 472 trạm Phú Bài mùa mưa
Bảng 2.13 Bảng tính tổn thất cơng suất tuyến 480 trạm Huế 3 mùa khơ
Bảng 2.14 Bảng tính tổn thất cơng suất tuyến 480 trạm Huế 3 mùa mưa
Bảng 2.15 Bảng tổng hợp tổn thất điện năng
Phân bố công suất trước và sau khi TOPO khoảng thời gian
Bảng 3.1
22:00-8:00 trong 1 ngày mùa khô
Phân bố công suất trước và sau khi TOPO khoảng thời gian
Bảng 3.2
8:00-15:00 trong 1 ngày mùa khô
Phân bố công suất trước và sau khi TOPO khoảng thời gian
Bảng 3.3
15:00-22:00 trong 1 ngày mùa khơ
Bảng 3.4 Bảng tính tốn tổn thất sau chọn điểm mở cố định mùa khô
Bảng 3.5 Bảng tính tốn tổn thất sau chọn điểm mở cố định mùa mưa
Vị trí bù tối ưu khi đầu tư 01 tụ bù trong 3 khoảng thời gian 1
Bảng 3.6
ngày mùa khô
Bảng 3.7 Giá trị TTCS mùa khô trước và sau khi lắp bổ sung 01 bụ bù
Vị trí bù tối ưu khi đầu tư 01 tụ bù trong 3 khoảng thời gian 1
Bảng 3.8
ngày mùa mưa
20
C
C
R
L
T.
DU
Phan Minh Tuấn
23
23
24
24
24
24
25
25
25
26
26
27
27
32
33
34
35
36
40
41
41
K34.KTĐ
Số hiệu
bảng
Tên bảng
Trang
Bảng 3.9 Giá trị TTCS mùa mưa trước và sau khi lắp bổ sung 01 bụ bù
Giá trị TTCS mùa mưa trước và sau khi lắp bổ sung 01 bụ bù
Bảng 3.10
tại vị trí VINHHUNG2R
Giá trị TTCS mùa khô trước và sau khi lắp bổ sung 01 bụ bù tại
Bảng 3.11
vị trí VINHMY6R
Vị trí bù tối ưu khi đầu tư 02 tụ bù trong 3 khoảng thời gian 1
Bảng 3.12
ngày mùa khô
Bảng 3.13 Giá trị TTCS mùa khô trước và sau khi lắp bổ sung 02 bụ bù
Vị trí bù tối ưu khi đầu tư 02 tụ bù trong 3 khoảng thời gian 1
Bảng 3.14
ngày mùa mưa
Bảng 3.15 Giá trị TTCS mùa mưa trước và sau khi lắp bổ sung 02 bụ bù
Giá trị TTCS mùa mưa trước và sau khi lắp bổ sung 02 bụ bù
Bảng 3.16
tại vị trí VINHHUNG2R và VINHMY6R
Giá trị TTCS mùa khơ trước và sau khi lắp bổ sung 02 bụ bù tại
Bảng 3.17
vị trí VINHHUNG8R và VINHTHANH1R
Vị trí bù tối ưu khi đầu tư 03 tụ bù trong 3 khoảng thời gian 1
Bảng 3.18
ngày mùa khô
Bảng 3.19 Giá trị TTCS mùa khô trước và sau khi lắp bổ sung 03 bụ bù
Vị trí bù tối ưu khi đầu tư 02 tụ bù trong 3 khoảng thời gian 1
Bảng 3.20
ngày mùa mưa
Giá trị TTCS mùa mưa trước và sau khi lắp bổ sung 01 bụ bù
Bảng 3.21
tại vị trí VINHHUNG2R, VINHMY6R và MOCTRU1R
Bảng so sánh tỷ lệ tổn thất và chi phí đầu tư khi lắp bổ sung tụ
Bảng 3.22
bù
Bảng 3.23 Bảng chi phí đầu tư và lợi tức giải pháp lắp đặt tụ bù
Bảng 3.24 Danh sách máy biến áp và tỷ lệ mang tải sau hoán chuyển
Tổn thất các máy biến áp trước và sau hoán chuyển khoảng thời
Bảng 3.25
gian 22:00-8:00 trong mùa khô
Tổn thất các máy biến áp trước và sau hoán chuyển khoảng thời
Bảng 3.26
gian 08:00-15:00 và 15:00-22:00 trong 1 ngày mùa khô
Tổn thất các máy biến áp trước và sau hoán chuyển các khoảng
Bảng 3.27
thời gian trong 1 ngày mùa mưa
Bảng 3.28 Bảng so sánh giữa MBA thường và MBA Amorphous
Bảng 3.29 Danh sách MBA cần thay thế bằng MBA Amorphous
Bảng chi phí đầu tư và lợi tức giải pháp thay thế MBA thường
Bảng 3.30
bằng MBA Amorphous
Bảng 3.31 Bảng tổng hợp chi phí đầu tư và giá trị làm lợi các giải pháp
C
C
R
L
T.
DU
Phan Minh Tuấn
42
42
43
43
44
44
44
45
45
46
46
47
47
48
49
52
52
53
54
57
58
59
60
K34.KTĐ
-1-
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Cùng với sự phát triển của nền kinh tế, xã hội, nhu cầu sử dụng điện của mỗi
quốc gia đều tăng nhanh. Việc đảm bảo đáp ứng kịp thời, đầy đủ nhu cầu điện năng,
truyền tải điện an toàn, kinh tế đến từng hộ tiêu thụ với chất lượng điện năng cao là
tiêu chí quan trọng hàng đầu của mỗi quốc gia.
Để đáp ứng đủ nguồn điện cung cấp cho sự phát triển kinh tế - xã hội địi hỏi
ngành điện phải có những giải pháp thực hiện đầu tư phát triển nguồn, lưới điện đủ
để cung cấp cho phụ tải, cũng như đưa ra giải pháp vận hành tối ưu hệ thống điện,
ngoài ra phải đảm bảo về chất lượng và độ tin cậy. Tổn thất điện năng luôn là mối
quan tâm hàng đầu, nỗi trăn trở của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) nói chung,
Tổng Cơng ty Điện lực miền Trung (EVNCPC) và Cơng ty Điện lực Thừa Thiên Huế
(TTHPC) nói riêng. Đối với một doanh nghiệp hoạt động sản xuất kinh doanh điện
năng như TTHPC thì việc tiết kiệm điện năng và giảm tổng chi phí sản xuất thơng
qua việc giảm tỷ lệ tổn thất điện năng là một nhiệm vụ quan trọng. Mặt khác hiện nay
Tập đoàn Điện lực Việt Nam đã xây dựng đề án lộ trình giảm tổn thất điện năng giai
đoạn 2016-2020, trong đó giao cho Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế thực hiện đến
năm 2020 phấn đầu giảm tỷ lệ tổn thất điện năng là 4,5%.
Lưới điện phân phối của Công Điện lực Thừa Thiên Huế quản lý được xây
dựng từ trước năm 1975, mặc dù hàng năm đều được đầu tư sửa chữa nâng cấp, xây
dựng mới, tuy nhiên do nguồn vốn được phân bổ có hạn nên hệ thống lưới điện phân
phối hiện hữu chưa đáp ứng với tốc độ phát triển nhu cầu sử dụng điện của địa
phương, dẫn đến các tuyến đường dây và trạm biến áp bị quá tải, tổn thất điện năng
có chiều hướng tăng. Vì vậy để đảm bảo thực hiện đạt tỷ lệ tổn thất điện năng 4,5%
vào năm 2020 và các năm tới theo kế hoạch được giao, cần phải có các giải pháp hữu
hiệu để giảm tổn thất điện năng. Điện lực Phú Vang là một trong những đơn vị có tổn
thất điện năng cao nhất trong tồn TTHPC.
Vì vậy, tơi chọn đề tài của luận văn là: “Tính tốn và đề xuất giải pháp giảm
tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối Điện lực Phú Vang” để thực hiện.
C
C
R
L
T.
DU
2. Mục đích nghiên cứu
Giảm tổn thất điện năng sẽ giảm được phần chi phí đầu tư nguồn điện, dây
dẫn, ngồi ra cịn giảm được chi phí sản xuất trong khâu mua và bán điện, tăng lợi
nhuận cho TTHPC, tăng hiệu quả sản xuất kinh doanh của đơn vị, và tăng thu nhập
cho người lao động.
Hằng năm EVNCPC ln có các dự án đầu tư nhằm mục đích giảm tổn thất
điện năng đã đăng ký với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN). Để tận dụng nguồn
vốn đầu tư, vận hành tối ưu hệ thống lưới điện phân phối Điện lực Phú Vang quản lý
Phan Minh Tuấn
K34.KTĐ
-2nhằm mục đích giảm tổn thất điện năng. Việc nghiên cứu đề xuất các giải pháp giảm
tổn thất điện năng lưới điện phân phối Điện lực Phú Vang là cần thiết.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
- Đối tượng nghiên cứu: Lưới điện phân phối Điện lực Phú Vang.
- Phạm vi nghiên cứu: Tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối trung thế
22kV thuộc Điện lực Phú Vang.
4. Phương pháp nghiên cứu
- Xây dựng đồ thị phụ tải điển hình.
- Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính tốn tổn thất công suất và tổn thất
điện năng hiện trạng.
- Đề xuất các giải pháp để giảm tổn thất điện năng:
+ Xác định điểm mở tối ưu khi kết lưới mạch vịng.
+ Xác định vị trí bù tối ưu cơng suất phản kháng.
+ Hoán chuyển MBA non tải, quá tải.
+ Thay thế các MBA già cỗi bằng MBA tiết kiệm năng lượng.
C
C
R
L
T.
5. 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:
DU
Chương 1: Tổng quan về lưới điện phân phối Điện lực Phú Vang – Công ty
Điện lực Thừa Thiên Huế.
Chương 2: Tính tốn tổn thất điện năng lưới điện phân phối Điện lực Phú
Vang – Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế.
Chương 3: Đề xuất một số giải pháp giảm tổn thất điện năng trên lưới điện
phân phối Điện lực Phú Vang – Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế.
Phan Minh Tuấn
K34.KTĐ
-3-
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THUỘC ĐIỆN LỰC PHÚ
VANG – CÔNG TY ĐIỆN LỰC THỪA THIÊN HUẾ
1.1. Giới thiệu về Công Ty Điện lực Thừa Thiên Huế
Công Ty Điện lực Thừa Thiên Huế (TTHPC) là doanh nghiệp thành viên thuộc
Tổng công ty Điện lực miền Trung (EVNCPC), hoạt động trong lĩnh vực sản xuất và
kinh doanh điện năng trên địa bàn tỉnh Thừa Thiên Huế. Công ty Điện lực Thừa Thiên
Huế mà tiền thân là Sở quản lý và phân phối điện Bình Trị Thiên thuộc Cơng ty Điện
lực Miền Trung được thành lập ngày 28/12/1976. Từ năm 1989 do tỉnh Bình Trị
Thiên được tách thành 3 tỉnh: ngày 15/10/1989 Bộ Năng Lượng đã có Quyết định số
646 NL/TCCB-LĐ thành lập Sở Điện lực Thừa Thiên Huế và đến ngày 08/3/1996
được đổi tên là Điện lực Thừa Thiên Huế. Cơng Ty Điện lực Thừa Thiên Huế chính
thức được thành lập theo Quyết định số 230/QĐ-EVN ngày 14 tháng 4 năm 2010 của
Tập đoàn Điện lực Việt nam trên cơ sở chuyển đổi mơ hình hoạt động của Điện lực
Thừa thiên Huế.
C
C
R
L
T.
Hơn 40 năm qua, Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế không ngừng phát triển
lớn mạnh. Buổi ban đầu, tài sản của Công ty chỉ là những tổ máy diesel cũ kỹ và nhỏ
lẻ, tổng công suất khả dụng chỉ khoảng vài MW; lưới điện manh mún, cấp điện áp
cao nhất 3,3 kV, tập trung ở nội thành, nội thị; điện năng cung cấp trong toàn khu vực
chưa đầy 10 triệu kWh/ năm. Đến năm 2018, công suất điện cung cấp cho toàn Tỉnh
đạt 284MW, hệ thống lưới điện các cấp điện áp 35kV, 22kV đã vươn dài đến 100%
số xã, 99,99% số hộ nông thôn, miền núi được sử dụng điện lưới với tổng số khách
hàng sử dụng điện gần 300 nghìn khách hàng. Điện năng thương phẩm năm đạt 2018
đạt 1,69 tỷ kWh, tốc độ tăng trưởng bình quân hàng năm khoảng 8%. Nhằm giảm
thiểu tổn thất dùng truyền tải, đáp ứng nhu cầu sử dụng điện của khách hàng và các
yêu cầu của Luật điện lực ngày càng địi hỏi cao về tính liên tục và chất lượng cung
cấp điện Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế đã thực hiện nhiều dự án cải tạo lưới điện
các thành phố, thị xã bằng nguồn vốn của mình và nguồn vốn vay của các tổ chức tín
dụng quốc tế như ODA, WB, ADB, KfW.
DU
Cơng tác vận hành Hệ thống điện năm 2018:
a) Vận hành lưới điện: Công ty đã đảm bảo cung cấp điện cho nhu cầu sinh
hoạt, SXKD. Đặc biệt vào các ngày lễ lớn, các sự kiện diễn ra trên địa bàn toàn tỉnh
TT-Huế, cấp điện mùa khô và các trường hợp xảy ra thiên tai.
b) Các thông số vận hành năm 2018:
- Công suất cực đại: 281,4 MW (ngày 03/07/2018), tăng 6,96 % so cùng kỳ.
Phan Minh Tuấn
K34.KTĐ
-4- Sản lượng thanh cái trung thế đạt 1.771,30 triệu kWh; sản lượng trung bình:
4,85 triệu kWh/ngày, tăng 8,5% so cùng kỳ (4,49 triệu kWh/ngày). Sản lượng ngày
cao nhất đạt: 6,02 triệu kWh (ngày 05/7/2018).
c) Vận hành hệ thống SCADA/Trung tâm điều khiển (TTĐK):
- Năm 2018, số lượng TBA và thiết bị phân đoạn trên lưới được kết nối SCADA
về TTĐK phát triển lên 187 điểm nút (tăng thêm 25 điểm nút so với năm
2017).
- Số lượng kết nối: 01 TBA 220kV, 09 TBA 110kV, 04 NM Thủy điện, 10
TG/TC, 37 RMU, 45 LBS và 81 Recloser.
- Số lần thao tác từ xa thành công chiếm khá cao, cụ thể:
+ Thiết bị TBA 110kV: 1.557/1.603 lần thành công, đạt 97,13%.
+ Thiết bị lưới phân phối: 1.678/1.718 lần thành công, đạt 97,67%
1.2. Đặc điểm của lưới điện phân phối khu vực Điện lực Phú Vang – Công ty
Điện lực Thừa Thiên Huế.
1.1.1. Khái quát về Điện lực Phú Vang.
C
C
R
L
T.
Điện lực Phú Vang là Điện lực trực thuộc Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế,
nhiệm vụ chính là quản lý vận hành, kinh doanh điện năng, chăm sóc, phát triển khách
hàng trên địa bàn Huyện Phú Vang.
Ngồi ra, Điện lực cịn tham mưu cho Cơng ty Điện lực Thừa Thiên Huế và
chính quyền địa phương trong công tác quy hoạch, phát triển lưới điện, an toàn hành
lang lưới điện như:
DU
- Thực hiện quản lý, vận hành, sửa chữa hệ thống lưới điện phân phối do Công
ty Điện lực Thừa Thiên Huế giao.
- Thực hiện các dự án đầu tư xây dựng, sửa chữa, cải tạo, phát triển lưới điện,
phát triển khách hàng trên địa bàn quản lý.
- Tổ chức tuyên truyền, hướng dẫn khách hàng về tiết kiệm điện, an toàn sử
dụng điện, an toàn hàng lang lưới điện và sử dụng điện đúng pháp luật.
- Nắm bắt và dự báo nhu cầu sử dụng điện của khách hàng sử dụng điện trên địa
bàn phục vụ quy hoạch, phát triển lưới điện và đảm bảo cung cấp điện.
- Giải quyết kịp thời thắc mắc, khiếu nại của khách hàng sử dụng điện theo đúng
quy định.
1.1.2. Đặc điểm lưới điện phân phối Điện lực Phú Vang.
Mặc dù gần thành phố nhưng lưới điện Điện lực Phú Vang lại có đặc thù là lưới
điện của khu vực nông thôn ven biển. Dây dẫn điện với đặc điểm là dây nhôm lõi
thép, phần lớn là dây trần, bán kính cấp điện lớn. Tại khu vực Huyện Phú Vang, lưới
Phan Minh Tuấn
K34.KTĐ
-5điện 22kV đang nhận điện từ trạm 110kV Huế 3 và trạm 110kV Phú Bài, được phân
bố trên diện rộng.
Đặc điểm của lưới điện Điện lực Phú Vang là có các xuất tuyến dọc theo bờ
biền và phá Tam Giang nên bán kính cấp điện lớn, khơng tập trung, phụ tải chủ yêu
là mục đích sinh hoạt, các phụ tải thủy sản và khai thác titan ở cuối nguồn và xa khu
dân cư.
Bán kính cấp điện xa nhất từ vị trí trạm 110/22kV Phú Bài là hơn 40km.
Khối lượng quản lý đường dây và trạm khu vực Điện lực Phú Vang như sau:
+ Đường dây trung thế: 272,77 km.
+ Đường dây hạ thế: 523,30 km.
Thông số chi tiết đường dây và trạm biến áp lưới điện phân phối cấp điện khu
vực Điện lực Phú Vang theo như hình vẽ 1.1
C
C
R
L
T.
DU
Phan Minh Tuấn
K34.KTĐ
-6-
3xA-70
0.60km
AC-70
1.30km
AC-70
0.82km
ACKII-120
1.02km
AV-A70
0.28km
AC-50
0.23km
AV-A70
0.45km
268
AC-70
0.025km
AC-50
0.30km
ACKII-120
0.68km
ACKII-120
1.06km
279
AC-70
0.86km
250 kVA
268/21
180 kVA
180 kVA
AV-70
1 km
NT VINH AN 1
1000KVA
RESORT
VINH THANH 9
400kVA
560 kVA
750 kVA
560 kVA
250 kVA
630 kVA
//2
10/37/23 AC-70 10/37
AV-70
1.144km
0.370km
AV-70 10/15 AV-70 10/12 AV-70
0.16km
0.109km
10/26 0.587km
ACV-70
0.045km
10/10
AV-95
0.045km
AV-70
0.346km
10/3
AV-95
0.01km
TC 22 kV
10/2
LBFCO 472-7/10/5
LBS 472-7A/10/5
ACKII-120
1.029km
ACKII-120 120
0.515km
125
REC 472/125
DCL 472-7/125
ACKII-120
1.544km
100 kVA
105/1
105
320 kVA
FCO
472-7/79
ACKII-120
1.544km 90
ACKII-120
1.030km
LBFCO
472-7/80
120/2
//8
250 kVA
80
100 kVA
M-50
0.47km
ACKII-120
0.060km
79/5
70/2
79/1
ACKII-120
0.967km
DCL 472-7/79
250 kVA
53/5
70
ACKII-120
1.133km
LBFCO
472-7/59
AC-70
//1 0.055km
80/6
320 kVA
160 kVA
59
ACKII-120
0.618km 53
59/17 AC-70
0.64km
VILA LOUISE
160 kVA
160 kVA
ACKII-120
0.618km
47
180 kVA
50 kVA
100 kVA
39
ACKHII-120
0.824km
47/1
59/3/12
A-300
0.057km
27/5
AC-70//1
0.02km
59/1
59/3
AC-95
0.14km
160 kVA
53/7
AC-185
2.353km
FCO-1
250 kVA
ACKHII-120
1.236km
27
LBFCO
472-7/39
ACKHII-120
0.059km 19A
DCL 472-7/20
LBS 472-7A/20
ACKHII-120 0.932km 10B
14A
14/3A
ACKHII-120
1.66 km
10B/9
160kVA
39/6
250 kVA
DCL 472-2
ACKHII-120
0.709km
AV-70
0.402km
3x100 kVAr
79/6
AV-70
0.135km
AXLPE-A70
0.296km
FCO-1
XLPE 70
0.255km
105/7
250 kVA
180 kVA
AC-70
0.292km
/1
79/15/1
AC-70
0.157km
100 kVA
AV-70
0.03km
180 kVA
400 kVA
100 kVA
39/10
XLPE-70
0.223km
180 kVA
M-50
0.286km
//1
560 kVA
AV-70
0.112km
320 kVA
AV-70
0.25km
180 kVA
AC-70
0.07km
135
ACKII-120
1.04km
231/52
ACV-70
0.355km
AC-70
1.456km
VINH AN 7
160 kVA
AV-70
0.342km
17
AXLPE-A70
0.015km
AC-70
0.09km
ACKII-120
1.07km
AC-70
0.22km
/24
250 kVA
250 kVA
AC-70
1.228km
231/46
250 kVA
ACKII-120
1.007m
ACKII-120
1.01 km
135/1
250 kVA
AV-70
0.75km
AV70
1.0km
V.THANH 2
320 kVA
320 kVA
ACKII-120
1.853km
AC-70
0.88km
100 kVA
ACKII-120
0.214km
VINH AN 12
100 kVA
VINH AN 10
250 kVA
210/53
136
AC-70
1.47km
180 kVA
V.THANH 1
250 kVA
279/6
DCL 473-7
REC 473
VINH AN
VINH THANH 9
160 kVA
142/1
AC-50
AV-70
AV-70
142
0.451km
142/12 0.745km 0.070km
ACKII-120
0.618km
AC-50
0.53km
AC-70
0.610km
AC-70
0.2km
ACKII-120
0.48km
242
250 kVA
VINH AN 6
160 kVA
AC-50 //22
1.132km
AV-70
0.095km
ACKII-120
0.906km
AV-120
0.037km
AV-120
0.350km
3xA-240
0.04km
AC-70
0.79km
100kVA
//4
56/32
250 kVA
AC-70
0.19km
152
250 kVA
242/25
ACKII-120
0.49km
237
400+400 kVA
400+250 kVA
210/39
170
56
THANH LAM
160kVA
ACKII-120
0.53km
180
100 kVA
48
231
ACKII-120
0.34km
210/38
190
47
250 kVA
V.THANH 3
180 kVA
VINH AN 3
320 kVA
3xA-50
0.58km 283A/4
AV-70
0.321km
AC-50
1.1km
228
210/17
206
ACKII-120
1.29km
AV-120
0.74km
200 kVA
ACKII-120
1.27km
180 kVA
///10 ACKII-70 ////9
0.600km
283A
242/31
FCO 1
210/15
202
180 kVA
33
FCO 1
47/1
/6 AC-50
0.456km
216
400 kVA
560 kVA
AV-70
0.66km
//31
AC-70
1.04km
AC-70
0.033km
AC-70
0.273km
AC-70 17/7
0.28km
AV-120
0.99km
FCO 1
33/6 AC-70
0.410km
47/18AC-50
1.033km
M-50
0.019km /5
FCO 1
17
100 kVA
//1
AC-70
0.66km
AC-70
0.185km
//25 M-50
0.99km
V.THANH 4
180 kVA
AC-50
0.105 km
75 kVA
180 kVA
100 kVA
4/9
AC-70
0.66km
ACKII-120
0.445km
AC-70
0.39km
AC-70
0.18km 4
ACKII-120
0.81km
210/2
ACKII-120
0.84km
250 kVA
210
ACKII-120
204 0.641km
REC 472/213
VINH THANH
180 kVA
AV-120
0.82km
4/3
ACKII-120
0.38km
AC-70
0.803km
AV-120
0.28km
100 kVA
200A
FCO 471-7/210
VINH THANH
DCL472-7/214
VINH THANH
//22
AV-70
1.89km
REC 472
DCL 472-7
40//14
ACKII-120
0.36km
400 kVA
T
DU
ACKII-120
0.074km
294
AV-70
0.358km
214
AV-70
0.04km
AC-70
0.98km
58/1a
ACKII-120
0.103km
AC-50
0.1km
215
ACKII-120
0.130km
96
AV-70
0.315km
ACKII-120
0.260km
AC-70
0.07km
94
VINH AN 2
250 kVA
AV-70
0.762km
ACKII-120
1.708km
AV-70
0.052km
ACKII-120
0.12km 83B
AV-70
0.163km
ACKII-120
0.427km
3xA-50
0.11km
70B
//30B
228/1
216/2
AC-70
0.66km
ACKII-120
1.814km
AV-120
0.06km
58B
VINH AN 9
160 kVA
VINH AN 1
180 kVA
AC-70
0.031km
58
ACKII-120
1.807km
40
DCL 471-7/200
REC 471/200
VINH THANH
V.THANH 5
250 kVA
AC-70
0.97km
160 kVA
VINH THANH 6
160 kVA
LBS 472-7A/96
DCL 472-7/96
VINH THANH
ACKII-120
0.154km
AC-50
0.897km
ACKII-120
1.5km
160 kVA
160 kVA
V.THANH 8
250 kVA
AC-70
0.140km
70/9
160 kVA
C
C
R
L
.
VINH AN 4
250 kVA
250 kVA
V. THANH 7
320 kVA
AC-95
0.08km
294/2
100 kVA
VINH AN 8
250 kVA
AC-70
0.76km
180 kVA
160 kVA
AC-95
0.7km
VINH AN 5
160 kVA
AV-70
0.18km
AV-70
2.19km
400 kVA
250 kVA
AV120
0.4km
20/4
69/24
76/8
AC-70
0.93km
75 kVA
AV120 4
16 1.0km
294/2/3
294/13
AC-70
0.300km
//7
471 471-1
AC-70
1.01km
AC-70
0.85km
AC-70
70/77 0.297km
AV120 60
AV120 3xM150
AV120
AV120 20
0.42km 0.61km 54 0.03km53 0.12km 52 0.79km 30 0.5km
AC120
0.06km
M-50
0.187km
AC-70
0.310km
69
AC-70
0.638km
AC-70
0.7km
297
250 kVA
100 kVA
//23
ACKII-120
0.025km
AC-50
0.78km
AV-70
0.304km
50 kVA
AV70
0.04km
AC-70 70/71A/9
0.546km
ACKII-150
1.5km
33
30 kVA
AC120
0.35km
76/22
AC-70
0.97km
70/51
180 kVA
76
AC120
0.13km
76/8/1
AC-70
1.47km
70/25
100 kVA
16/6
160 kVA
50 kVA
REC 471/68
DCL 471-7/68
400 kVA
AV70
0.423km
32
AC-70
0.56km
70/25/11
180 kVA
31,5 kVA
78/5
KHE SU
31.5 kVA 31.5 kVA
180 kVA
250 kVA
100 kVA
AV-70
0.69km
400 kVA
AC-50
1.52km
DCL 471-7/298
REC 471/298
//12 AC-70
0.66km
100 kVA
347/81
AV70
0.34km
AC-70
0.88km
70/12A
347/48A
160 kVA
250 kVA
250 kVA
ACKII-120
0.356km
180 kVA
78/29
AC-50
0.4km
ACKII-120
1.2km
89/32
75 kVA
AC-70
1.683km
92
100 KVA
AC-50
1.1km
AC-70
1.14km
100 kVA
239/17
100 kVA
307/14
AC-70
0.65km
307
160 kVA
ACKII-50
1.36km
AC-70
0.06km
78/18
89/60 AC-50 89/49
0.91km
VINH GIANG 2
250 kVA
VINH GIANG 5
160 kVA
347/34
AC-70 308/3
0.1km
308
ACKII-120
1.21km
319
160 kVA
AC-70
0.65km
239/16
ACKII-120
1.13km
AC-95
0.12km
AC-120
0.46km
AC-120
0.002km
TRUNG AN
160 kVA
REC 471
AV-50
0.675km
ACKII-120
0.4km
335
//8
DCL 471-1
89/73
100 kVA
ACKII-120
0.581km
VINH GIANG 1
100 kVA
3x100 kVAr
335/2
347/20
50kVA
250 kVA
ACKII-120
0.9km
ACKII-120
0.62km
342
323
AC-70
0.25km
560 kVA
LBS 471-7/94
75 kVA
349
AC-70 361/21
0.37km
361/12
117
180 kVA
-76
ACKII-120
0.033km
AC-70
0.475km
382/3
250 kVA
ACKII-70
0.943km
50 kVA
100 kVA
ACKII-120
0.03km
ACKII-120
0.15km
ACKII-120
0.05km
AC-70
0.18km
DCL 471-7/409
LBS 471-7A/409
REC 471/141
472
ACKII-120
1.09km
AC-70
0.71km
M-70
0.907km
ACV-70
0.32km
M-150
0.907km
ACKII-120
0.05km
100 kVA
XLPE-185
3.2km
AC-120
0.12km 275
AC-120
1.39km
ACKII-120 347
0.19km
AC-70
0.076km
AC-120 AC-120 180 AC-120
AC-120
1.22km 0.25km
0.06km 218 0.98km
159
ACKII-120 361
0.03km
AC-70
0.89km
276
VINH GIANG 4
180 kVA
ACKII-120
0.558km
AC-70
0.46km
349/1
ACKII-120
0.4km
250 kVA
160 kVA
AC-50
0.18km
160 kVA
VINH GIANG 3
180 kVA
319/30 AC-70 319/15 AC-70 //4
0.70km
0.21km
VINH GIANG 7
100 kVA
AV-70
0.103km
320 kVA
AC-70
0.9km
50 kVA
160 kVA
VINH GIANG 6
100 kVA
349/11
100KkVA
AC-70
0.82km
HT MOBILE
25 kVA
TC 22 kV C42
160 kVA
MC 472
-71.3. Hiện trạng về tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối của Điện lực Phú
Vang – Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế.
Tổn thất điện năng hiện nay của lưới điện Điện lực Phú Vang năm 2018 theo
phiên ghi ngày 1 đang ở mức 6,33%, trong đó tổn thất trung thế là 3,37% và tổn thất
hạ thế ở mức 2,96% [1].
Theo lộ trình đến năm 2020, tổn thất điện năng của Điện lực Phú Vang sẽ giảm
về mức 4,6%, tương ứng tổn thất trung thế giảm xuống dưới 2,85%.
Biểu đồ tỷ lệ Tổn thất điện năng theo phiên ghi ngày 1 của khu vực Điện lực
Phú Vang qua 03 năm gần nhất được thể hiện ở Hình 1.2.
TỶ LỆ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG ĐL PHÚ VANG
9%
8%
7.55%
C
C
6.90%
7%
6.47%
R
L
T.
6%
5%
4.01%
4%
DU
3.85%
3.37%
3.18%
3%
3.54%
6.33%
3.29%
3.05%
2.96%
2%
1%
Tổng
Trung áp
Hạ áp
0%
NĂM 2015
NĂM 2016
NĂM 2017
NĂM 2018
Hình 1.2 Tỷ lệ TTĐN theo phiên ghi ngày 1 của Điện lực Phú Vang từ năm 2015
đến 2018
1.4. Vai trị và ý nghĩa của bài tốn 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.
Phan Minh Tuấn
K34.KTĐ
-8Trong thị trường điện, TTĐN trên một lưới điện là sự chênh lệch giữa lượng
điện năng đi vào lưới điện (bao gồm từ các nguồn điện và từ các lưới điện lân cận)
và lượng điện năng đi ra khỏi lưới điện (bao gồm cấp cho phụ tải của lưới điện đó
hoặc đi sang các khu vực lưới điện lân cận) trong một khoảng thời gian nhất định.
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
trị hết sức to lớn, quyết định đến tất cả tính tốn kinh tế kỹ thuật trên lưới điện. Là
mối quan tâm hàng đầu của các Cơng ty Điện lực.
Nhìn chung, khơng có cách xác định chính xác TTĐN. Có nhiều ngun nhân,
nhưng chủ yếu là vì thiếu thơng tin do hệ thống đo lường chưa đầy đủ và đồng bộ, số
liệu về lưới điện và phụ tải khơng chính xác... Bởi vậy, thực chất việc xác định TTĐN
là đánh giá hoặc dự báo TTĐN.
Hai nhóm phương pháp chính để xác định TTĐN là đo lường và tính tốn mơ
phỏng. Các phương pháp dựa trên đo lường nhìn chung cho kết quả tin cậy hơn,
nhưng đòi hỏi một hệ thống đo lường đủ mạnh. Hơn nữa, phương pháp này khó phân
biệt được tổn thất kỹ thuật và tổn thất thương mại. Các phương pháp thông qua tính
tốn mơ phỏng có thể cho phép đánh giá tổn thất đối với mọi phần tử trên lưới điện,
và đó là tổn thất kỹ thuật. Tuy nhiên, độ chính xác của kết quả nhìn chung khơng cao
và phụ thuộc rất nhiều vào số liệu ban đầu về lưới điện và phụ tải. Tùy theo mục tiêu
tính TTĐN cũng như các nguyên nhân gây ra TTĐN, có thể có nhiều phương pháp
mơ phỏng và tính tốn khác nhau, u cầu mức độ đầy đủ về số liệu khác nhau và do
đó cho độ chính xác tương ứng của kết quả tính tốn TTĐN
Tổn thất cơng suất hiện nay có thể tính tốn qua các phần mềm tính tốn, tuy
nhiên việc tính tốn vẫn cịn hạn chế ở mức là mơ phỏng và tính tốn gần đúng.
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 tốn hiệu quả đầu tư.
C
C
R
L
T.
DU
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.
Tuy vậy, chúng ta không giảm tổn thất điện năng bằng mọi giá mà phải cân
đối, dựa trên cơ sở hiệu quả đầu tư và khả năng cung cấp điện ổn định trên lưới. Đầu
tư phát triển hệ thống điện với mục tiêu đảm bảo đủ điện cho phát triển kinh tế xã hội
phục vụ đời sống nhân dân, ngày càng nâng cao chất lượng, độ tin cậy cấp điện. Trong
đó, lưới điện sẽ được tăng cường hiện đại hơn, đảm bảo vận hành an tồn, tin cậy và
góp phần giảm TTĐN.
Phan Minh Tuấn
K34.KTĐ
-91.5. Các biện pháp nhằm giảm tổn thất điện năng.
Đối với lưới điện phân phối tổn thất điện năng xảy ra trên lưới phân phối trung
áp, trong máy biến áp, trong lưới phân phối hạ áp. Vì vậy trong nghiên cứu giảm tổn
thất ta phải chú ý đến ba thành phần này. Từ đó ta có thể chia các biện pháp giảm tổn
thất điện năng thành hai nhóm:
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 cơng suất phản kháng trong lưới điện làm cho dịng công suất
phản kháng vận chuyển hợp lý trên các đường dây cho 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 cơng 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.
1.6. Các phương pháp tính tốn tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối.
C
C
R
L
T.
DU
Trị số tổn thất điện năng trong bất kỳ một phần tử nào của mạng điện phụ thuộc
chủ yếu vào tính chất của phụ tải và sự thay đổi của phụ tải trong thời gian khảo sát.
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:
∆𝐴 = ∆𝑃. 𝑡
(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 việc của
các nhà máy điện), vì vậy phải dùng phương pháp tích phân để tính tổn thất điện năng.
𝑡
∆𝐴 = ∫ ∆𝑃(𝑡) . 𝑑𝑡
(1.2)
0
Thông thường P(t) là một hàm số phức tạp của thời gian t, rất khó tích phân,
nên biểu thức 1.2 chỉ có ý nghĩa lý thuyết, do đó ta phải dùng các phương pháp khác.
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.
Phan Minh Tuấn
K34.KTĐ
-10+ Phương pháp xác định tổn thất điện năng theo thời gian tổn thất công suất
lớn nhất.
+ Phương pháp xác định tổn thất điện năng theo dịng điện trung bình bình
phương.
+ Phương pháp xác định tổn thất điện năng theo hướng dẫn số 994/QĐ-EVN
ngày 15/9/2009 của EVN về việc tính toán TTĐN kỹ thuật trên lưới điện.
Trong đề tài này, tơi sử dụng tính tốn tổn thất điện năng trên lưới điện trung
thế Điện lực Phú Vang bằng cách xây dựng đồ thị phụ tải đặc trưng và tính tốn mơ
phỏng qua chương trình PSS/ADEPT.
KẾT LUẬN CHƯƠNG 1
Trên đây là một số thông tin sơ bộ về lưới điện phân phối Điện lực Phú Vang.
Lưới điện với đặc điểm là lưới điện nơng thơn miền biển, bán kính cấp điện rộng, đã
được đầu tư từ nhiều năm, một số đoạn đường dây đã được sửa chữa, nâng cấp tuy
nhiên do mức độ đầu tư – sửa chữa còn giới hạn. Đó là một trong nhiều nguyên nhân
dẫn đến TTĐN trong khu vực còn cao so với các khu vực còn lại trong toàn TTHPC.
C
C
R
L
T.
DU
Hiện nay, ngành điện xác định nhiệm vụ hàng đầu là giảm TTĐN, 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 tốn sao cho cơng 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 điện.
Phan Minh Tuấn
K34.KTĐ
-11-
CHƯƠNG 2
TÍNH TỐN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN
LỰC PHÚ VANG
2.1. Giới thiệu về phần mềm PSS/ADEPT – cơng cụ mơ phỏng để tính tốn tổn
thất điện năng.
Phần mềm PSS/ADEPT (Power System Simulator/Advanced Distribution
Engineering Productivity Tool) là phần mềm tính tốn 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 mơ phỏng, tính tốn được các bài toán sau
trong lưới điện:
(1) Bài toán phân tích độ tin cậy trên lưới điện (DRA- Distribution Reliability
Analysis): tính tốn các thơng số độ tin cậy trên lưới điện như SAIFI, SAIDI, CAIFI,
CAIDI
(2) Bài tốn tính phân bố cơng suất (Load Flow): phân tích và tính tốn điện
áp, dịng điện, cơng suất trên từng nhánh và phụ tải cụ thể;
(3) Bài tốn tính ngắn mạch (All Fault): tính toán ngắn mạch tại tất cả các nút
trên lưới, bao gồm các loại ngắn mạch như ngắn mạch 1 pha, 2 pha và 3 pha;
(4) Bài toán TOPO (Tie Open Point Optimization), phân tích điểm dừng tối
ưu: tìm ra những điểm mở mạch vịng có tổn hao cơng suất nhỏ nhất trên lưới;
(5) Bài toán CAPO (Optimal Capacitor Placement), đặt tụ bù tối ưu : tìm ra
những điểm tối ưu để đặt các tụ bù cố định và tụ bù ứng động sao cho tổn thất công
suất trên lưới là nhỏ nhất;
(6) Bài tốn xác định thơng số của đường dây (Line Properties Caculator);
(7) Bài toán phối hợp và bảo vệ (Protection and Coordination);
(8) Bài tốn phân tích sóng hài (Hamornics): phân tích các thơng số và ảnh
hưởng của các thành phần sóng hài trên lưới.
Phần mềm PSS/ADEPT thực hiện tính tốn được nhiều bài tốn trong hệ thống
điện. Nhưng trong phạm vi đề tài ta chỉ sử dụng phần PSS/ADEPT với chức năng:
Tính tốn phân bố cơng suất (Load Flow), tính tốn 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.
Cách tính tốn số liệu tổn thất công suất, tổn thất điện năng từ các số liệu tính
tốn của chương trình PSS/ADEPT như sau:
C
C
R
L
T.
DU
+ Tổn thất cơng suất trung bình ngày tuyến:
𝛥𝑃𝑡𝑏 𝑛𝑔à𝑦 𝑋𝑇 = 𝛥𝑃0 +
Phan Minh Tuấn
∑𝑛
𝑖=1 𝛥𝑃𝑖 .𝑡𝑖
24
(𝑘𝑊)
(2.1)
K34.KTĐ
-12Trong đó:
Po: là tổn thất khơng tải của MBA (kW).
Pi: là TTCS từng thời điểm (kW).
ti: là số giờ của từng khoảng thời gian tính tốn (tổng số giờ tính tốn trong
ngày là 24 giờ).
n: số thời điểm tính tốn – số Snapshot: (thơng thường chia một ngày 24 thành
03 đến 06 thời điểm, tùy thuộc vào đặc điểm của biểu đồ phụ tải).
Do đặc thù khu vực tỉnh Thừa Thiên Huế nói chung, Huyện Phú Vang nói
riêng, tỷ lệ điện năng thương phẩm dành cho phụ tải sinh hoạt và tiêu dùng chiếm
trên 60%, dạng đồ thị phụ tải của các mùa trong năm ít thay đổi, nên để giảm khối
lượng tính tốn, luận văn chỉ xây dựng đồ thị phụ tải ngày trong năm theo hai mùa để
tính tốn mơ phỏng và sử dụng tính TTĐN cho một năm.
- Mùa khơ: kéo dài 8 tháng, được tính từ ngày 01 tháng 3 đến hết ngày 31 tháng
10 hằng năm (245 ngày).
C
C
- Mùa mưa: kéo dài 4 tháng, được tính từ ngày 01 tháng 11 đến hết ngày 28
tháng 2 hằng năm (120 ngày).
R
L
T.
+ Sản lượng điện tổn thất 01 năm của từng xuất tuyến:
DU
𝛥𝐴𝑋𝑇 = 𝛥𝐴𝑚ù𝑎 𝑘ℎơ + 𝛥𝐴𝑚ù𝑎 𝑚ư𝑎 (𝑘𝑊ℎ)
(2.2)
Trong đó: 𝛥𝐴𝑚ù𝑎 𝑘ℎơ , 𝛥𝐴𝑚ù𝑎 𝑚ư𝑎 lần lượt là tổn thất điện năng vào mùa khô
và mùa mưa.
𝛥𝐴𝑋𝑇 = 𝐻𝑚.𝑘ℎô . 𝛥𝑃𝑡𝑏 𝑛𝑔à𝑦 𝑋𝑇 𝑚.𝑘ℎô + 𝐻𝑚.𝑚ư𝑎 . 𝛥𝑃𝑡𝑏 𝑛𝑔à𝑦 𝑋𝑇 𝑚.𝑚ư𝑎 (𝑘𝑊ℎ)(2.3)
Trong đó:
- 𝐻𝑚.𝑘ℎơ , 𝐻𝑚.𝑚ư𝑎 : là tổng số giờ trong mùa khô và mùa mưa.
-
𝛥𝑃𝑡𝑏 𝑛𝑔à𝑦 𝑋𝑇 𝑚.𝑘ℎô , ∆𝑃𝑡𝑏 𝑛𝑔à𝑦 𝑋𝑇 𝑚.𝑚ư𝑎 : là tổn thất công suất trên tuyến đường
dây trung bình 1 ngày vào mùa khơ và mùa mưa.
+ Sản lượng điện nhận 01 năm của từng xuất tuyến bằng:
𝐴𝑋𝑇 = 𝐴𝑚ù𝑎 𝑘ℎô + 𝐴𝑚ù𝑎 𝑚ư𝑎 (𝑘𝑊ℎ)
(2.4)
𝐴𝑚ù𝑎 = 𝐻𝑚ù𝑎 . 𝑃𝑡𝑏 𝑛𝑔à𝑦𝑋𝑇 (𝑘𝑊ℎ)
(2.5)
Trong đó:
- 𝐴𝑚ù𝑎 𝑘ℎơ , 𝐴𝑚ù𝑎 𝑚ư𝑎 lần lượt là điện năng tiêu thụ vào mùa khô và mùa mưa,
- 𝐴𝑚ù𝑎 , 𝐻𝑚ù𝑎 , 𝑃𝑡𝑏 𝑛𝑔à𝑦𝑋𝑇 lần lượt là điện năng tiêu thụ theo mùa, số giờ trong
mùa và cơng suất trung bình theo ngày của phụ tải trên tuyến đường dây đang
khảo sát.
Phan Minh Tuấn
K34.KTĐ
-13𝑉ớ𝑖 𝑃𝑡𝑏 𝑛𝑔à𝑦 𝑋𝑇 𝑡ℎ𝑒𝑜 𝑐ô𝑛𝑔 𝑡ℎứ𝑐:
∑𝑛𝑖=1 𝑃𝑖 . 𝑡𝑖
(𝑘𝑊 )
𝑃𝑡𝑏 𝑛𝑔à𝑦𝑋𝑇 =
24
Trong đó: 𝑃𝑖 là cơng suất sử dụng trong khoảng thời gian 𝑡𝑖 .
(2.6)
+ Tỷ lệ TTĐN của xuất tuyến:
% 𝑡ỷ 𝑙ệ 𝑇𝑇Đ𝑁 𝑋𝑇 =
𝛥𝐴𝑋𝑇
𝐴𝑋𝑇
(%)
(2.7)
Số thời điểm tính toán được dựa vào đặc điểm của từng đồ thị phụ tải, chi tiết
từng thời điểm tính tốn cho lưới điện phân phối Điện lực Phú Vang được trình bày
tại mục 2.2.
2.2. Các đồ thị phụ tải điển hình của lưới điện phân phối Điện lực Phú Vang
2.2.1. Phương pháp xây dựng biểu đồ phụ tải điển hình.
C
C
Biểu đồ phụ tải điển hình của trạm 110/22kV được xây dựng trên cơ sở số liệu
của một năm các xuất tuyến 22kV của Điện lực Phú Vang (số liệu được lấy phụ tải
trung bình theo mùa). Số liệu được đọc trực tiếp qua các thiết bị đo đếm được lắp đặt
tại đầu trạm 110/22kV, tần suất lấy số liệu là 60 phút/lần, lấy vào đầu mỗi giờ.
R
L
T.
DU
Các số liệu ngày điển hình theo mùa được tính là số liệu trung bình của từng
thời điểm ngày trong mùa (một ngày có 24 thời điểm tương ứng với 24 giờ trong
ngày).
Công suất ngày điển hình:
𝑃𝑖 𝑛𝑔à𝑦 đ𝑖ể𝑛 ℎì𝑛ℎ.𝑚ù𝑎 =
𝑄𝑖 𝑛𝑔à𝑦 đ𝑖ể𝑛 ℎì𝑛ℎ.𝑚ù𝑎 =
∑𝑛
𝑗=1 𝑃𝑖 𝑛𝑔à𝑦 𝑗
𝑁𝑛𝑔à𝑦.𝑚ù𝑎
∑𝑛𝑗=1 𝑄𝑖 𝑛𝑔à𝑦 𝑗
𝑁𝑛𝑔à𝑦.𝑚ù𝑎
(𝑘𝑊 )
(2.8)
(𝑘𝑉𝐴𝑟)
(2.9)
Trong đó:
+ Pi ngày j là công suất tại thời điểm i của ngày j.
+ i: là khoảng thời gian trong ngày (1 ngày có 24 khoảng thời gian từ 0:00 đến
24:00 giờ. Ở đây mỗi khoảng thời gian là 1 giờ hay i chính là giờ thứ i (giờ thứ nhất
tính từ 0:00 đến 1:00, giờ thứ 2 tính từ 1:00 đến 2:00,…, giờ thứ 24 tính từ 23:00 đến
24:00).
+ j: là ngày trong mùa
+ 𝑁𝑛𝑔à𝑦.𝑚ù𝑎 : là tổng số ngày trong mùa.
Phan Minh Tuấn
K34.KTĐ
