Luận văn thạc sĩ Thiết bị, mạng và nhà máy điện: Giải pháp giảm tổn thất điện năng trên lưới phân phối

Có thể liệt kê các biện pháp chính giảm tổn thất kỹ thuật trong lưới điện phân phối như sau:  Tối ưu vị trí và dung lượng bù công suất phản kháng cho hệ thống  Tối ưu hóa các chế độ vậ

TỐN THẤT CÔNG SUẤT VÀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG MẠNG ĐIỆN 14 2.1- Ý nghĩa của vấn đề tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong mạng điện

2.1- Ý nghĩa của vấn đề tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong mạng điện

Khi truyền tải điện năng từ thanh cái nhà máy điện đến các hộ dùng điện, ta cần phải dùng dây dẫn và máy biến áp, nên một phần điện năng tất nhiên bị tiêu hao do đốt nóng dây dẫn, do tạo ra các trường điện từ và các hiệu ứng khác Phần tiêu hao đó gọi là tổn thất điện năng Khi có dòng điện chạy qua dây dẫn và máy biến áp, vì chúng có điện trở và điện kháng nên bao giờ cũng có một lượng tổn thất nhất định về công suất tác dụng P và công suất phản kháng Q

Tổn thất điện năng trên lưới điện là lượng điện năng tiêu hao cho quá trình truyền tải và phân phối điện khi tải điện từ ranh giới giao nhận với các nhà máy phát điện qua lưới điện truyền tải, lưới điện phân phối đến các hộ tiêu thụ điện Tổn thất điện năng còn gọi là điện năng được dùng để truyền tải và phân phối điện Trong hệ thống điện tổn thất điện năng phụ thuộc vào đặc tính của mạch điện, lượng điện truyền tải, khả năng của hệ thống và vai trò của công tác quản lý Tổn thất trên lưới điện phân phối bao gồm tổn thất phi kỹ thuật (tổn thất thương mại) và tổn thất kỹ thuật

Trong quá trình truyền tải và phân phối điện năng từ các nhà máy điện đến các hộ tiêu thụ điện đã diễn ra một quá trình vật lý là dòng điện khi đi qua máy biến áp, dây dẫn và các thiết bị điện trên hệ thống lưới điện đã làm phát nóng máy biến áp, dây dẫn đường dây và các thiết bị điện dẫn đến làm tiêu hao điện năng, đường dây dẫn điện cao áp từ 110kV trở lên còn có tổn thất vầng quang, dòng điện qua cáp ngầm, tụ điện còn có tổn thất do điện môi, đường dây điện đi song song với đường dây khác như dây chống sét, dây cáp bưu điện, dây truyền thanh…có tổn thất do hỗ cảm Tiêu hao điện năng tất yếu xảy ra trong quá trình này chính là tổn thất điện năng kỹ thuật

2.1.2- Tốn thất phi kỹ thuật

Tổn thất điện năng phi kỹ thuật hay còn gọi là tổn thất điện năng thương mại là do tình trạng vi phạm trong sử dụng điện như lấy cắp điện dưới nhiều hình thức (câu móc điện trực tiếp, tác động làm sai lệch mạch đo đếm điện năng, gây hư hỏng, chết cháy công tơ, các thiết bị mạch đo lường…), do chủ quan của người quản lý khi khi TU mất pha, TI, công tơ chết, cháy không xử lý, thay thế kịp thời, bỏ sót hoặc ghi sai chỉ số, do không thực hiện đúng chu kỳ kiểm định và thay thế công tơ định kỳ theo qui định của pháp lệnh đo lường, đấu nhầm, đấu sai sơ đồ đấu dây… dẫn đến điện năng bán cho khách hàng đo được qua hệ thống đo đếm thấp hơn so với điện năng khách hàng sử dụng

2.2- Tổn thất công suất và điện năng trên đường dây của mạng điện

Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây dẫn điện xoay chiều ba pha được xác định theo công thức gần dung như sau:

P3I 2 R (2.1) Biết rằng công suất toàn phần bap ha bằng: S 3U.Ivà S 2 P 2 Q 2 vậy:

Tổn thất công suất phản kháng trên đường dây dẫn điện xoay chiều ba pha được xác định theo công thức gần dung như sau:

I: là dòng điện toàn phần chạy trên đường dây R: là điện trở của dây dẫn

X: là điện kháng của dây dẫn

Khi đường dây có nhiều phụ tải, ví dụ như 2 phụ tải S 1 và S 2 ta có công thức tính tổn thất công suất như sau:

Trị số tổn thất điện năng trong bất kỳ một phần tử nào của mạng điện đều phụ thuộc vào tính chất và sự thay đổi của phụ tải trong thời gian khảo sát

Trong thời gian khảo sát t, nếu phụ tải của mạng điện không thay đổi, và có công suất tác dụng là P thì tổn thất điện năng sẽ bằng:

Nhưng thực tế phụ tải của đường dây của mạng điện luôn 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 máy phát điện), vì vậy phải dùng các phương pháp để xác định tổn thất điện năng:

Nếu xác định được đồ thị phụ tải theo từng nấc thời gian, ta có công thức xác định tổn thất điện năng:

(2.9) Trong đó: t i là khoảng thời gian của bậc thứ i có giá trị phụ tải P i

2.2.1- Tổn thất do quá tải dây dẫn

Với 1 tiết diện nhất định và tùy thuộc loại kim loại chế tạo dây dẫn (dây đồng, nhôm, hợp kim) có 1 thông số nhất định về dòng điện tải Nếu dây dẫn vận hành với dòng điện dưới mức định mức qui định như trên thì nhiệt độ do dây dẫn phát ra sẽ nhanh chóng được tản nhiệt qua không khí hoặc môi trường khác (đất, nước, gió ) Ta biết rằng tổn thất trên dây dẫn được tính theo công thức:

Trong đó r là điện trở dây dẫn, I là dòng điện trên dây dẫn Tuy nhiên r thay đổi theo nhiệt độ Do đó khi nhiệt độ gia tăng do dòng điện I tăng thì điện trở dây dẫn sẽ gia tăng làm tăng tổn thất P trên đường dây

2.2.2- Tổn thất do không cân bằng pha

Tình trạng mất cân bằng pha xuất hiện khi dòng điện ba pha không cân bằng, dẫn đến sự gia tăng dòng điện trung tính trên dây trung tính và dây pha, đồng thời làm tăng dòng điện trung tính trong máy biến áp Ngoài ra, mất cân bằng pha có thể gây quá tải cho pha có dòng điện cao Hệ thống lưới điện khu vực miền Nam chủ yếu sử dụng kết cấu lưới ba pha bốn dây cho lưới ba pha và lưới một pha hai dây cho lưới một pha Trong kết cấu lưới này, chế độ trung tính nối đất là bắt buộc để duy trì điện áp 0 trên dây trung tính Khi hệ thống hoạt động cân bằng (dòng điện trên ba dây pha bằng nhau), dòng trung tính bằng không và điện áp trên dây trung tính bằng 0.

Trường hợp I A , I B , I C không bằng nhau thì I N khác không, nghĩa là có dòng trên dây trung tính, dòng này tạo điện áp U N trên dây trung tính khác 0 Như vậy ở trường hợp cân bằng pha thì trong lưới 3 pha chỉ có tổn thất điện năng trên 3 dây pha, dây trung tính không có tổn thất điện năng Đối với lưới hạ áp 1 pha 2 dây thì dòng dây pha và dòng trung tính bằng nhau, như vậy tổn thất điện năng sẽ có trên dây pha và dây trung tính

Hiện nay các MBA 1 pha đều có sẵn 4 cực đấu dây cho 2 cuộn dây hạ áp, thông thường ta đấu song song 2 cuộn dây này để vận hành nhằm tăng khả năng tải của MBA cho 2 cuộn dây, song việc này làm tăng tổn thất điện năng trên dây trung tính

Do vậy hiện nay ta đang áp dụng lưới hạ áp 1 pha 3 dây, lưới này có ưu điểm :

+ Hai dây pha vận hành với điện áp như nhau, chỉ khác góc pha, điều này không có ý nghĩa đối với phụ tải 1 pha

+ Dây trung tính trực tiếp nối đất, đồng nghĩa với có điện áp 0 ở chế độ vận hành cân bằng 2 cuộn hạ áp Nếu 2 cuộn hạ áp có dòng điện không cân bằng thì vẫn có điện áp trên dây trung tính, dù nhỏ

+ Ở chế độ cân bằng 2 cuộn hạ áp thì không có tổn thất trên dây trung tính, khi 2 cuộn hạ áp mất cân bằng mới có tổn thất trên dây này, tuy vậy tổn thất này không lớn hơn trường hợp đấu song song 2 cuộn hạ áp

2.3- Tổn thất công suất và điện năng trong máy biến áp

Khi MBA vận hành, bản thân nó tiêu thụ một lượng công suất (P B ) gọi là tổn thất qua MBA và được xác định theo biểu thức:

S đmB : công suất định mức của MBA

S t : công suất truyền qua MBA theo đồ thị phụ tải qua các cuộn dây của MBA

2.3.1- Tổn thất điện năng trong MBA ba pha hai cuộn dây

Khi không có đồ thị phụ tải, xác định theo biểu thức:

Khi có đồ thị phụ tải, xác định theo biểu thức:

2 2 (2.13) n: số MBA làm việc song song T: thời gian làm việc của MBA (giờ)

S i : công suất của n MBA tương ứng với thời gian t i

: thời gian tổn thất công suất cực đại phụ thuộc vào thời gian sử dụng công suất cực đại T max và cos max max max

2.3.2- Tổn thất điện năng trong tổ MBA một pha, xác định cho từng MBA một pha và nhân ba

P o , P N : tổn thất không tải và tổn thất ngắn mạch của MBA một pha

S i , S đmB : công suất qua ba pha MBA và công suất định mức của cả ba MBA một pha

Cũng có thể dùng công suất qua một pha và công suất định mức của một pha theo biểu thức:

S i : công suất ba pha của n MBA

S đmB : công suất định mức của một MBA một pha

2.3.3- Tổn thất do quá tải máy biến áp

Hoạt động quá tải của máy biến áp do dòng điện tăng cao dẫn đến cuộn dây và dầu cách điện bị nóng, làm tăng tổn thất điện năng (TTĐN) trên máy biến áp, gây sụt áp và tăng TTĐN trên lưới điện hạ áp.

- Dòng điện tăng cao: Mỗi MBA có 1 dòng định mức nhất định để cung cấp cho phụ tải 1 công suất nhất định, khi số lượng phụ tải gia tăng thì MBA sẽ bị quá tải công suất định mức MBA được phép quá tải nhưng với thời gian nhất định như sau : Trong trường hợp sự cố thì MBA được phép quá tải theo dòng điện 30% (120 phút), 45% (80 phút), 60% (45 phút), 75% (20 phút), 100% (10 phút)

GIẢI PHÁP GIẢM TỐN THẤT TRÊN LƯỚI PHÂN PHỐI QUẬN

3.1- Lưới phân phối Quận Ninh Kiều – Thành phố Cần Thơ

Lưới điện phân phối 22kV Quận Ninh Kiều – Thành Phố Cần Thơ được xây dựng trên mô hình mạch kín, nhưng vận hành ở chế độ hở Lưới phân phối Quận Ninh Kiều được cấp nguồn từ trạm phân phối 110/22kV – Cần Thơ, với 2 máy biến áp 1T có công suất 40MVA và 2T có tổng công suất là 25MVA và một phần công suất từ trạm 110/22kV – Long Hoà, trạm 110/22kV – Hưng Phú và trạm 110/22kV – Bình Thuỷ Mạng phân phối 22kV Quận Ninh Kiều đã được đầu tư đến tất cả các phường, trên các trục lộ và các hẻm lớn với tổng chiều dài lưới 22kV trên 148 km

Phụ tải Quận Kiều được cấp điện bởi 8 xuất tuyến của trạm 110/22kV – Cần Thơ, một phần xuất tuyến 477LH và 475LH của trạm 110/22kV – Long Hoà, một phần xuất tuyến 473LP của trạm 110/22kV – Long Phú

Phụ tải ở địa bàn Quận Ninh Kiều chủ yếu là phụ tải sinh hoạt, phục vụ kinh doanh và thương mại Trên địa bàn Quận Ninh Kiều có khu tiểu công nghiệp Cái Sơn với loại hình là công nghiệp nhẹ Trạm biến áp có công suất lớn nhất trên địa bàn là 1250kVA, trạm có công suất nhỏ nhất là trạm công cộng 1 pha với công suất là 15 kVA Phụ tải trên địa bàn đạt trạng thái cao điểm là vào thời điểm nhu cầu sinh hoạt tăng cao (17g – 21g)

Thông số kỹ thuật của các xuất tuyến lưới phân phối Quận Ninh Kiều – Thành phố Cần Thơ được liệt kê theo bảng dưới dây

Bảng 3.1: Thông số kỹ thuật các xuất tuyến lưới phân phối Ninh Kiều

Tổng số máy biến áp

Dung lượng tụ 3 Pha 1 pha bù

Sơ đồ đơn tuyến các xuất tuyến và các thông số kỹ thuật của các xuất tuyến được trình bày ở chương 5, phần Phụ lục 3, từ hình 5.4 đến hình 5.11

3.2- Tính toán tối ưu dung lượng và vị trí bù công suất phản kháng

3.2.1- Cơ sở tính toán Để xác định dung lượng bù tối ưu, cần phải xây dựng hàm mục tiêu Z, đó là hàm lợi ích thu được khi đặt bù, bao gồm các lợi ích thu được trừ đi các chi phí do đặt bù, hàm Z phải đạt giá trị cực đại Đối với LĐPP, hàm Z có thành phần lợi ích Z 1 do giảm tổn thất điện năng so với trước khi bù, thành phần chi phí Z 2 do lắp đặt, vận hành thiết bị bù; thành phần chi phí Z3 do tổn thất điện năng bên trong thiết bị bù:

Trong đó: T là thời gian làm việc của tụ bù [giờ/năm];

Gp, g q là giá điện năng tác dụng và phản kháng bình quân tại khu vực tính bù [đ/kWh];

Q i , U i là phụ tải phản kháng và điện áp cuối nhánh i [kVAr], [kV];

R i , X i là điện trở và điện kháng của nhánh i [Ω];

Q bj là công suất phản kháng bù tại nút j,

D là đường đi của dòng điện từ nguồn đến nút j

Trong đó: q o là suất đầu tư cụm tụ bù [đ/kVAr],

C bt là suất chi phí bảo trì hàng năm của cụm bù tại nút j [đ/kVAr.Năm], chi phí này mỗi năm bằng 3% nguyên giá tài sản cố định của trạm bù tại nút j,

Trong đó: ΔP b là suất tổn thất công suất tác dụng bên trong tụ bù [kW/kVAr]

Trong biểu thức Z có hệ số của Q bj 2  0, do đó Z đạt cực đại khi:

Z Z , Từ đó tính được giá trị Q bj tối ưu tại nút j là:

Trong khoảng thời gian tính toán N năm, hệ số chiết khấu r%, lạm phát i%, nếu giá trị hiện tại ròng NPV lớn hơn 0, tức là Z = Z1 – Z2 – Z3 > 0 thì phương án lắp đặt tụ bù tại nút j khả thi về mặt tài chính Vì vậy, điều kiện để đầu tư lắp đặt tụ bù tại nút j là Z > 0.

Với đặc điểm của lưới điện trung thế các Điện lực khu vực của Công ty Điện lực 2, trải rộng trên địa bàn lớn với chiều dài mỗi phát tuyến trung bình (có thể lớn hơn

Quận Ninh Kiều là quận trung tâm của Thành phố Cần Thơ, phụ tải đa dạng nhưng chủ yếu là phụ tải sinh hoạt, kinh doanh thương mại và sản xuất nhỏ Phụ tải Quận Ninh Kiều chủ yếu được cấp điện bởi các xuất tuyến của Trạm trung gian 110/22kV Cần Thơ với 8 xuất tuyến đang vận hành Mặc dù là Quận trung tâm nhưng các xuất tuyến đều có chiều dài trên 10km Các xuất tuyến trước đây đều là đường dây trên không với dây nhôm lõi thép AC185mm2 Hiện nay một phần đầu nguồn của các xuất tuyến này đã được thay thế bằng cáp ngầm CXV240mm2 Do vậy, theo định tính, tổn thất cuối đường dây lớn, nhu cầu công suất kháng cao và cải thiện điện áp cho lưới Việc tính toán xác định vị trí cũng như dung lượng bù công suất phản kháng cho từng xuất tuyến là đều hết sức cần thiết mà bản thân Điện lực Thành phố Cần Thơ quan tâm trong bối cảnh thiếu hụt điện năng như hiện nay

Trong bài toán này, luận văn sử dụng trình con CAPO của phần mềm PSS/ADEPT của hãng Shaw Power Technologics, USA đã được EVN mua bản quyền

Trong mô hình CAPO, việc tính toán kinh tế xoay quanh việc lắp đặt tụ bù cố định tại một đồ thị phụ tải đơn Với tụ bù thứ n có độ lớn sF, hệ thống sẽ xem xét tất cả các nút hợp lệ trong lưới điện để tìm vị trí đặt tụ cho phép tiết kiệm nhiều chi phí nhất Ước tính tiết kiệm về công suất thực và công suất phản kháng lần lượt là xP (kW) và xQ (kvar) Quá trình tiết kiệm và bảo trì diễn ra trong một khoảng thời gian được gọi là Ne.

Như vậy giá trị của năng lượng tiết kiệm được là:

SavingsF8760.Ne.(xP.cPxQ.cQ) (3.10)

Giá trị của chi phí mua tụ bù là:

CostF sF.(cFNe.mF) (3.11)

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

3.2.2- Xác định dung lượng và vị trí bù tối ưu phía trung áp cho các xuất tuyến lưới phân phối Quận Ninh Kiều

Sử dụng trình con CAPO trong phần mềm PSS/ADEPT với các giá trị kinh tế ban đầu để xác định dung lượng và vị trí bù công suất phản kháng tối ưu cho các pháp tuyến

Bảng 3.2:Các giá trị khai báo ban đầu cho bài toán tính vị trí và dung lượng bù

Stt Nội dung Giá trị

1 - Giá điện năng tiêu thụ 1kWh [đồng/kWh] 935

2 - Giá điện năng phản kháng tiêu thụ kVArh [đồng/kVArh] 58.43

3 - Tỷ số chiết khấu [pu/year] 0.12

4 - Tỷ số lạm phát [pu/year] 0.05

5 - Thời gian tính toán (years) 8

6 - Suất đầu tư lắp đặt tụ bù trung áp cố định [đồng/kVAr] 152,100 7 - Suất đầu tư lắp đặt tụ bù trung áp điều chỉnh [đồng/kVAr] 197,500 8 - Suất đầu tư lắp đặt tụ bù hạ áp cố định [đồng/kVAr] 106,100

9 - Suất đầu tư lắp đặt tụ bù hạ áp điều chỉnh [đồng/kVAr] 182,300 10 - Chi phí bảo trì tụ bù trung áp cố định hàng năm [đ/kVAr.Năm] 7,000 11 - Chi phí bảo trì tụ bù trung áp điều chỉnh hàng năm [đ/kVAr.Năm] 12,000 12 - Chi phí bảo trì tụ bù hạ áp cố định hàng năm [đ/kVAr.Năm] 5,683 13 - Chi phí bảo trì tụ bù hạ áp điều chỉnh hàng năm [đ/kVAr.Năm] 10,567

3.2.2.1- Xác định dung lượng và vị trí bù tối ưu cho xuất tuyến 471CT

Xuất tuyết 471CT hiện tại được lắp 3 vị trí bù là nhánh Đề Thám, nhánh Ngô Quyền và nhánh Vinatex, với tổng công suất bù là 1800kVAr, loại tụ bù 3 pha, đấu sao và loại tụ bù cố định

Bảng 3.3:Vị trí và dung lượng bù thực tế xuất tuyến 471CT P tổng

Vị trí bù thực tế

Sau khi áp dụng toán tính dung lượng bù và xác định vị trí tối ưu trên lưới phân phối của phần mềm PSS-ADEPT, vị trí và dung lượng bù cho xuất tuyến được xác định lại Các kết quả tính toán này được trình bày rõ ràng trong Bảng 4.4 và Bảng 4.5.

Bảng 3.4: Kết quả chạy bài toán CAPO cho xuất tuyến 471CT

Tổng tổn thất khi chưa bù

Tổng tổn thất sau khi bù

1 Line3 ABC 10.807,02 4.369,29 5,799 10,149 5,180 9,067 2 Line5 ABC 8.673,12 3.579,97 3,151 5,516 2,757 4,825 3 Line6 ABC 8.371,54 3.448,85 5,364 9,389 4,681 8,194 4 Line7 ABC 7.244,09 2.953,31 0,793 1,388 0,687 1,202 5 Line8 ABC 4.770,10 2.091,35 1,796 3,144 1,517 2,656 6 Line10 ABC 2.568,80 1.122,82 0,277 0,484 0,233 0,408 7 Line14 ABC 198,09 68,65 0,001 0,000 0,001 0,000 8 Line15 ABC 804,82 281,16 0,004 0,006 0,004 0,006 9 Line16 ABC 533,36 188,36 0,003 0,002 0,003 0,002 10 Line17 ABC 2.164,81 755,08 0,428 0,750 0,386 0,676 11 Line18 ABC 1.680,90 584,61 0,216 0,378 0,194 0,339

12 Line19 ABC 1.166,21 402,91 0,049 0,085 0,045 0,078 13 Line20 ABC 462,43 159,13 0,017 0,029 0,017 0,029 14 Line21 ABC 462,41 159,10 0,022 0,017 0,022 0,017 15 Line22 ABC 292,03 100,85 0,004 0,003 0,004 0,003 16 Line24 ABC 274,56 93,92 0,013 0,010 0,013 0,010 17 T3 ABC 525,04 177,50 5,071 21,514 5,081 21,557 18 T1 ABC 425,22 140,63 3,316 14,055 3,324 14,088 19 T47 ABC 532,57 180,49 5,254 22,296 5,273 22,374 20 T46-BV121 ABC 271,03 88,46 2,375 7,863 2,384 7,890 21 T64 ABC 297,99 121,28 3,291 32,865 3,304 32,990 22 T44 ABC 534,33 181,22 5,306 22,514 5,328 22,611 23 T45 ABC 307,96 101,68 3,084 10,222 3,097 10,268 24 T63 ABC 482,70 161,85 4,324 18,338 4,343 18,422 25 T61 ABC 513,69 173,45 4,905 20,811 4,928 20,910

27 T62 ABC 428,38 141,90 3,399 14,405 3,415 14,474 28 KSNgHieu ABC 169,78 52,93 0,611 2,179 0,614 2,189 29 Prudential ABC 49,51 15,51 0,477 0,806 0,479 0,809 30 VietPhuc ABC 241,80 78,24 1,896 6,268 1,905 6,298 31 T42 ABC 506,02 170,57 4,759 20,190 4,782 20,288 32 T40 ABC 526,69 178,38 5,167 21,924 5,194 22,040 33 T39 ABC 646,15 219,30 6,604 27,441 6,640 27,591

37 VNTEX ABC 680,43 233,11 6,310 30,874 6,332 30,981 38 Line12 ABC 681,46 249,83 0,049 0,037 0,049 0,037 39 Line13 ABC 198,09 68,66 0,001 0,002 0,001 0,002 40 Line1 ABC 11.846,94 4.788,19 29,005 50,768 26,123 45,724 41 T58 ABC 475,12 158,82 4,133 17,527 4,139 17,553