Nghiên cứu các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối thành phố đà lạt

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG LÝ BÙI QUỐC THÁI NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ ĐÀ LẠT Chuyên ngành : Kỹ Thuật Điện Mã số : 60.52.02.02 TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT Đà Nẵng - Năm 2018 Cơng trình hồn thành TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA Người hướng dẫn khoa học: TS TRỊNH TRUNG HIẾU Phản biện 1: TS TRẦN VINH TỊNH Phản biện 2: PGS.TS VÕ NGỌC ĐIỀU Luận văn bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ kỹ thuật, chuyên ngành kỹ thuật điện họp Trường Đại học Bách khoa vào ngày 03 tháng 03 năm 2018 Có thể tìm hiểu luận văn tại: - Trung tâm Học liệu, Đại học Đà Nẵng Trường Đại học Bách khoa - Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN MỞ ĐẦU Lý chọn đề tài: Cùng với phát triển kinh tế xã hội Thành phố Đà Lạt năm gần đây, nhiệm vụ trọng tâm ngành điện phải đảm bảo lưới điện vận hành an toàn, tin cậy thách thức lớn cho Cơng ty Điện lực Lâm Đồng nói chung Điện lực Đà Lạt nói riêng Trong điều kiện nguồn vốn phân bổ hàng năm để sửa chữa, cải tạo lưới điện hạn chế, chưa đáp ứng với nhu cầu thực tiễn dẫn đến tổn thất tăng cao điều khơng thể tránh khỏi Trong đó, tiêu tổn thất điện hàng năm phải thực giảm theo lộ trình việc giao lộ trình giảm tổn thất điện lại không đề cập đến việc giao nhu cầu vốn để cải tạo nâng cấp lưới điện Trước khó khăn việc nghiên cứu, đánh giá tình hình tổn thất điện đưa giải pháp hữu hiệu để giảm tổn thất điện việc làm vô cần thiết Mục tiêu nghiên cứu: Phân tích, đánh giá hệ thống lưới điện hữu đưa giải pháp để giảm tổn thất điện lưới điện phân phối Thành phố Đà Lạt Phạm vi đối tượng nghiên cứu: Phạm vi nghiên cứu: Thực tính tốn đánh giá tình hình tổn thất điện lưới điện phân phối trung thành phố Đà Lạt, từ đưa giải pháp để giảm tổn thất điện Đối tượng nghiên cứu: lưới điện phân phối 22kV thành phố Đà Lạt Phương pháp nghiên cứu: - Sử dụng phương pháp nghiên cứu lý thuyết thực nghiệm  Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: Nghiên cứu tài liệu, sách báo, giáo trình,…về vấn đề tính tốn xác định tổn thất cơng suất tổn thất điện năng, điện áp, giải pháp giảm tổn thất điện lưới điện phân phối  Phương pháp thực nghiệm: Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính tốn tổn thất cơng suất tổn thất điện năng, từ xác định vị trí bù tối ưu công suất phản kháng, điểm mở tối ưu … - Đánh giá lại hiệu sau thực giải pháp giảm TTĐN Tên đề tài Căn vào lý chọn đề tài, phạm vi, đối tượng phương pháp nghiên cứu, xin chọn đề tài ‘Nghiên cứu giải pháp giảm tổn thất điện lưới điện phân phối thành phố Đà Lạt’ Bố cục luận văn Luận văn bao gồm 03 chương sau: Chương 1: Lưới điện phân phối giải pháp giảm tổn thất điện Chương 2: Tính tốn đánh giá TTĐN lưới điện phân phối Đà Lạt Chương 3: Đề xuất giải pháp giảm TTĐN lưới điện phân phối Đà Lạt CHƯƠNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG 1.1 Vai trò đặc điểm lưới điện phân phối Hệ thống lưới điện phân phối có vai trò quan trọng việc cung cấp điện trực tiếp đến khách hàng sử dụng điện Trong công xây dựng phát triển đất nước nay, việc cung cấp điện ngành quan tâm hàng đầu Chính Phủ nói chung Thành Phố nói riêng Vì để đảm bảo chất lượng điện việc nghiên cứu, thiết kế hệ thống lưới điện phân phối quan trọng Dựa vào kết lưới chia lưới điện phân phối thành 02 dạng sau: - Lưới điện phân phối trung áp không - Lưới điện phân phối trung áp cáp ngầm 1.2 Tổn thất điện nguyên nhân gây tổn thất 1.2.1 Tổn thất điện kỹ thuật Tổn thất kỹ thuật lượng điện tiêu hao tất yếu trình truyền tải phân phối điện Trong q trình truyền tải, phân phối máy biến áp, dây dẫn thiết bị hệ thống điện có trở kháng tương đối lớn dòng điện qua gây tổn hao kỹ thuật dây dẫn, máy biến áp thiết bị, ngồi có tổn hao vầng quang khơng khí, tổn hao hỗ cảm dây dẫn gần đường dây khác, tổn hao điện môi tụ điện đường cáp điện 1.2.2 Tổn thất điện phi kỹ thuật Tổn thất điện phi kỹ thuật hay gọi TTĐN thương mại phần tổn thất gây nhiều nguyên nhân nhưdo chủ quan công tác quản lý hệ thống đo đếm, sai sót nghiệp vụ kinh doanh tác động hành vi sai phạm sử dụng điện… dẫn đến điện bán cho khách hàng đo qua hệ thống đo đếm thấp so với điện khách hàng sử dụng 1.3 Cách xác định TTCS TTĐN hệ thống điện 1.3.1 Cách xác định TTCS TTĐN đường dây 1.3.1.1 Tổn thất công suất đường dây ∆S = ∆P+j∆Q 1.3.1.2 Tổn thất điện đường dây 𝑇 ∆𝐴 = ∫0 ∆𝑃(𝑡)𝑑𝑡 Trong thực tế, để tính gần ∆A sử dụng phương pháp tính theo thời gian tổn thất cơng suất lớn để tính tốn tổn thất điện ∆𝐴 = ∆𝑃𝑚𝑎𝑥 × 𝜏 Với τ xác định gần theo công thức kinh nghiệm thường dùng sau: 𝜏 = (0.124 + 𝑇𝑚𝑎𝑥 × 10−4 ) × 8760 (giờ) 1.3.2 Cách xác định TTCS TTĐN máy biến áp 1.3.2.1 Tổn thất công suất máy biến áp ∆𝑆𝑏 = ∆𝑃𝑏 + 𝑗∆𝑄𝑏 Với ∆𝑃𝑏 = ∆𝑃𝑜 + ∆𝑃𝑐𝑢 ∆𝑄𝑏 = ∆𝑄𝑜 + ∆𝑄𝑐𝑢 1.3.2.2 Tổn thất điện máy biến áp Tổn thất điện máy biến áp gồm 02 phần: Tổn thất điện không tải ( Abkt): không phụ thuộc vào phụ tải, xác định theo thời gian làm việc máy biến áp Tổn thất điện cuộn dây ( Abcu): phụ thuộc vào tải, xác định theo đồ thị phụ tải, cơng suất MBA có đồ thị phụ tải dung Tmax để tính τ ∆𝐴𝑏𝑘𝑡 = ∆𝑃𝑜 × 𝑇𝑏 ∆𝐴𝑏𝑐𝑢 = ∆𝑃𝑚𝑎𝑥 × 𝜏 Tổng tổn thất máy biến áp: 𝑆𝑚𝑎𝑥 ∆𝐴𝑏 = ∆𝐴𝑏𝑘𝑡 + ∆𝐴𝑏𝑐𝑢 = ∆𝑃𝑜 × 𝑇𝑏 + ∆𝑃𝑚𝑎𝑥 × 𝜏 = ∆𝑃𝑜 × 𝑇𝑏 + ∆𝑃𝑁 ( ) ×𝜏 𝑆đ𝑚 Với: Tb thời gian vận hành máy biến áp Smax phụ tải cực đại máy biến áp 1.4 Các biện pháp giảm tổn thất điện Nhìn chung cơng tác giảm tổn thất tiến hành thơng qua việc phân tích tổn thất hệ thống, để thiết lập biện pháp phòng chống tổn thất đánh giá tác dụng biện pháp này, giải pháp nhằm thực giảm TTĐN tóm gọn sau: 1.4.1 Nhóm giải pháp kỹ thuật - Đầu tư, cải tạo lưới điện - Bù kinh tế lưới điện phân phối tụ điện - Vận hành kinh tế trạm biến áp - Vận hành kinh tế lưới điện trung hạ áp 1.4.2 Nhóm giải pháp kinh doanh - Áp dụng giải pháp để ngăn ngừa hành vi gian lận sử dụng điện - Tăng cường công tác quản lý khâu kinh doanh điện - Tăng cường công tác quản lý hệ thống đo đếm 1.5 Kết luận chương Giảm tổn thất điện vấn đề vô cần thiết giai đoạn mà tiêu TTĐN tiêu quan trọng công tác thi đua khen thưởng hàng năm đơn vị quản lý kinh doanh điện năng, thước đo để đánh giá suất lao động đơn vị Giảm tổn thất điện nâng cao hiệu suất làm việc lưới điện, giảm chi phí khâu phân phối điện đồng nghĩa với việc giảm giá bán điện cho khách hàng sử dụng điện, mà giá bán điện có ảnh hưởng quan trọng đến giá hầu hết loại hàng hóa dịch vụ thị trường Ngồi ra, qua q trình giảm TTĐN hàng năm đòi hỏi đơn vị phải tự nâng cao trình độ khâu quản lý vận hành kinh doanh điện năng, cải tiến đổi trang thiết bị công nghệ mới, nâng cấp cải tạo lưới điện để đáp ứng với yêu cầu đặt Như việc giảm TTĐN có ý nghĩa vơ quan trọng khơng ngành điện mà có ảnh hưởng chung đến toàn kinh tế xã hội đất nước, góp phần to lớn vào cơng cơng nghiệp hóa đại hóa đất nước CHƯƠNG TÍNH TỐN VÀ ĐÁNH GIÁ TTĐN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐÀ LẠT 2.1 Đặc điểm lưới điện phân phối thành phố Đà Lạt 2.1.1 Khối lượng quản lý vận hành hệ thống điện 2.1.1.1 Nguồn điện Lưới điện phân phối Đà Lạt cấp điện từ 03 trạm nguồn 110/22kV 10 xuất tuyến sau: - Trạm 110/22kV Đà Lạt 1: cấp điện cho xuất tuyến 472, 474, 476, 478, 480 - Trạm 110/22kV Đà Lạt 2: cấp điện cho xuất tuyến 471, 473, 475, 477 - Trạm 110/22kV Suối Vàng: cấp điện cho tuyến 474SV - Ngoài trạm nguồn trên, lưới điện Đà Lạt cấp nguồn thêm từ 02 NMTĐ nhở là:  NMTĐ Suối Vàng, công suất lắp đặt 4,4MW, đấu nối vào cuối tuyến 477  NMTĐ Tà Nung, công suất lắp đặt 2.0 MW, đấu nối vào cuối tuyến 478 2.1.1.2 Khối lượng quản lý lưới điện (a) Khối lượng đường dây Tổng khối lượng đường dây trung áp 333.8km, khối lượng đường dây hạ áp 559.8 km (b) Khối lượng trạm biến áp Tổng số trạm biến áp phân phối 578 trạm, với tổng số lượng máy biến áp 682 máy, tổng dung lượng lắp đặt 171,317.5 (kva), Bảng 2.1 Số lượng trạm biến áp (c) Khối lượng quản lý tụ bù: Tổng dung lượng tụ bù 32,082,5 kvar, tổng dung lượng bù trung 2,400 kvar tổng dung lượng bù hạ 29,682.5kvar 2.1.2 Tình hình quản lý vận hành lưới điện Lưới điện phân phối Đà Lạt lưới điện có nhiều mạch vòng kín vận hành chế độ thường hở, xuất tuyến liên kết với LBS (của trạm hợp bộ), dao cách ly liên lạc 2.1.2.1 Trạm 110/22kV Đà Lạt (a) Tuyến 472 (b) Tuyến 474 (c) Tuyến 476 (d) Tuyến 478 (e) Tuyến 480 2.1.2.2 Trạm 110/22kV Đà Lạt (a) Tuyến 471 (b) Tuyến 473 (c) Tuyến 475 (d) Tuyến 477 2.1.2.3 Trạm 110/22kV Suối Vàng (a) Tuyến 474 SV 2.1.3 Tình hình tăng trưởng đặc điểm phụ tải 2.1.3.1 Tình hình tăng trưởng điện thương phẩm Tốc độ tăng thương phẩm trung bình thành phố Đà Lạt 7.13%, tăng mạnh vào năm 2013, đến năm 2014 giảm có xu hướng tăng trở lại vào năm 2016 Tính đến tháng 11/2017 tốc độ tăng thương phẩm 9% so với năm 2016 2.1.3.2 Đặc điểm phụ tải lưới điện phân phối Đà Lạt Cơ cấu điện thương phẩm thành phố Đà Lạt chia thành 05 thành phần phụ tải, tỷ trọng 05 thành phần phụ tải qua năm theo Bảng 2.6 Bảng 2.2 Tỷ trọng 05 thành phần phụ tải giai đoạn 2012-2017 10 tháng Các thành phần phụ 2012 2013 2014 2015 2016 đầu tải năm 2017 1.Nông, lâm nghiệp, thuỷ sản 11.60% 12.00% 13.35% 15.90% 16.59% 17.99% 2.Công nghiệp xây dựng 15.30% 15.40% 15.79% 14.00% 13.29% 11.94% 3.Thương nghiệp dịch vụ 12.80% 13.10% 12.53% 13.00% 13.08% 14.57% 4.Quản lý tiêu dùng dân cư 51.50% 50.50% 50.38% 49.30% 48.85% 47.13% 5.Hoạt động khác 8.80% 9.00% 7.95% 7.80% 8.19% 8.36% 2.1.4 Tình hình thực công tác giảm TTĐN 2.1.4.1 Các phương pháp chốt số để tính tốn TTĐN áp dụng đơn vị (a) Cơng thức tính tốn xác định TTĐN AĐLi = AĐLi nhận - AĐLi giao AĐLi% = AĐLi /(AĐLi nhận - AĐLi OTT) x 100% Trong đó:  AĐli tổng TTĐN Điện lực i  AĐLi% tỷ lệ TTĐN Điện lực i  AĐLi nhận tổng điện nhận Điện lực i  AĐLi giao tổng điện giao Điện lực i  AĐLi OTT tổng điện nhận giao khơng gây TTĐN khơng tính vào điện để xác định tỷ lệ TTĐN lưới điện Điện xác định tổng sản lượng điện đơn vị nhận giao cho khách hàng đơn vị khác cấp điện áp trạm biến áp giao nhận điện Hiện Điện lực thực song song 02 phương pháp chốt số để tính toán TTĐN hàng tháng sau: (b) Phương pháp truyền thống (hình bình hành) (c) Phương pháp (hình chữ nhật) 2.1.4.2 Kết thực tỷ lệ TTĐN qua năm (a) Kết giảm TTĐN từ năm 2012-2016 Tỷ lệ TTĐN giảm mạnh giai đoạn từ 2012 đến 2014 bắt đầu tăng trở lại vào năm 2016 2.1.5 Đánh giá tình hình thực giải pháp giảm TTĐN triển khai đơn vị Hiện đơn vị thực giải pháp giảm TTĐN theo định hướng chung Công ty Điện lực Lâm Đồng Tổng công ty Điện lực miền Nam, tùy vào tình hình cụ thể đơn vị để lựa chọn giải pháp thực cho phù hợp Nhưng nhìn chung phân thành nhóm giải pháp sau: 2.1.5.1 Các giải pháp tổ chức: 2.1.5.2 Các giải pháp quản lý kỹ thuật quản lý vận hành: 2.1.5.3 Các giải pháp đầu tư lưới điện: 2.1.5.4 Các giải pháp kinh doanh: 2.1.5.5 Nhận xét chung Tóm lại, để có giải pháp giảm TTĐN hiệu phù hợp với tình hình thực tế đơn vị việc đánh giá tính tốn TTĐN với tình hình thực tế vơ cần thiết Để cơng tác phân tích đánh giá xác đòi hỏi số liệu thu thập từ công tác quản lý kỹ thuật, vận hành kinh doanh phải với tình hình thực tế Điều đòi hỏi đơn vị phải nâng cao lực quản lý, kiểm soát chặt chẽ liệu để tránh sai sót dẫn đến việc đánh giá nhận định khơng trọng tâm Việc tính tốn TTĐN khắc phục số hạn chế công tác chốt số, để từ cơng tác nhận định đánh giá đưa giải pháp giảm TTĐN trọng tâm hiệu 2.2 Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT 2.2.1 Khái quát chung phần mềm 2.2.2 Các chức phân tích, tính tốn chương trình PSS/ADEPT 2.2.2.1 Tính tốn phân bố cơng suất: Phần mềm PSS/ADEPT tính tốn phân bố cơng suất cho ta kết điện áp, dòng điện, công suất, tổn thất công suất kW/KVAr dạng tổng pha nút hệ thống, dòng cơng suất đoạn dây- thiết bị đóng cắt, máy biến thế, thời điểm khác ngày thời điểm tải max tải Các kết thể dạng bảng trực tiếp sơ đồ lưới điện 2.2.2.2 Tính tốn xác định điểm dừng tối ưu: Chức TOPO (Tie Open Point Optimization) phân tích, tính tốn, định hình hệ thống hình tia để có tổn thất cơng suất tác dụng nhỏ nhất, đóng khóa để hình thành mạng vòng hệ thống, tách riêng điện kháng mạng vòng giải hệ thống điện, mở khóa mạng vòng với dòng nhỏ TOPO thực q trình mở khố giống q trình đóng khố 2.2.2.3 Tính tốn xác định vị trí bù tối ưu: Chức CAPO giúp xác định vị trí đặt tụ bù lưới cho kinh tế (nghĩa cho số tiền tiết kiệm từ việc đặt tụ bù lớn số tiền phải bỏ để lắp đặt tụ bù) 2.3 Tính tốn tổn thất trung cho lưới điện phân phối Đà Lạt chương trình PSS/ADEPT 2.3.1 Xây dựng biểu đồ đặc trưng đầu xuất tuyến 2.3.1.1 Phương pháp xây dựng Thực thống kê liệu vận hành đầu xuất tuyến 22kV với thời gian thống kê 01 năm Từ số liệu thống kê được, thực tính giá trị Ptb Qtb cho giờ, để xây dựng biểu đồ phụ tải 24h/ngày cho 01 năm 2.3.1.2 Biểu đồ phụ tải xuất tuyến Biểu đồ phụ tải xuất tuyến biểu diễn theo Hình 2.3 đến Hình 2.12 2.3.1.3 Biểu đồ phụ tải theo mùa Hình 2.13 Biểu đồ phụ tải theo mùa 2.3.2 Xây dựng biểu đồ đặc trưng cho nhóm phụ tải 2.3.2.1 Phương pháp xây dựng: (a) Phân nhóm phụ tải Các nhóm tải bao gồm: - Nhóm 1: Nơng, lâm nghiệp - Nhóm 2: Cơng nghiệp, xây dựng - Nhóm 3: Thương nghiệp, dịch vụ - Nhóm 4: Quản lý, tiêu dùng dân cư 12 CHƯƠNG ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TTĐN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐÀ LẠT 3.1 Tính tốn phương thức vận hành tối ưu chức TOPO 3.1.1 Nhận định phương thức kết lưới hữu: Kết lưới vận hành lưới điện Đà Lạt tương đối phức tạp, xuất tuyến có nhiều điểm liên kết lưới với xuất tuyến khác Có phân bố cơng suất chưa đồng xuất tuyến, qua vận hành nhiều năm, phụ tải có nhiều biến động, lưới điện đầu tư sữa chữa hàng năm phương thức vận hành chưa có thay đổi 3.1.2 Thực tính tốn kết lưới tối ưu 3.1.2.1 Trình tự thực tính tốn 3.1.2.2 Kết tính tốn Các vị trí kết lưới theo Bảng 3.1, sơ đồ kết lưới theo Hình 3.2 Tổn thất công suất tỷ lệ TTĐN xuất tuyến sau thay đổi kết lưới theo Bảng 3.2 Hiệu giảm TTCS 75.32kW, tỷ lệ TTĐN giảm 0.19% chi tiết theo Bảng 3.3 Bảng 3.1 Vị trí kết lưới sau chạy toán TOPO Trạng thái Vị trí kết lưới hữu Liên kết đóng cắt Stt tuyến sau Thiết bị đóng cắt Trạng thái TOPO 471-472 Re E1-26 Mở Đóng 471-472 LTD 471/67 Đóng Mở 471-474 LTD E42/29/9/2 Mở Khơng đổi 474-473 LTD 473/47 Mở Không đổi 475-478 LBS NVC-TKT Mở Đóng 475-478 LBS TKT-E46 Đóng Mở 475-475 LBS TT-HS Mở Đóng 475-475 LBS Gofl3-HS Đóng Mở 475-475 LBS TN-DLLAN Mở Đóng 10 475-475 LBS TN-BTX Đóng Khơng đổi 11 475-475 LBS PNL-VCBANK Đóng Mở 12 475-475 LBS KSDC-RMULAND Đóng Mở 13 475-477 LBS PDP-E36 Mở Đóng 14 475-477 LBFCO PHANDPHUNG Đóng Mở 15 475-477 LBS HT-HBT Mở Đóng 16 475-477 LBS HBT-LSPT Đóng Mở 13 Liên kết tuyến Stt 17 18 19 20 21 476-475 476-475 476-475 478-480 478-480 Vị trí kết lưới hữu Thiết bị đóng cắt Trạng thái LBS DH-CXDH LBS DH-VNCHN LBS DH-BTX Lèo E16/71/21 LTD E16-21 Mở Mở Mở Mở Đóng Trạng thái đóng cắt sau TOPO Khơng đổi Khơng đổi Đóng Đóng Mở Bảng 3.2 Tỷ lệ TTĐN tính xuất tuyến sau thay đổi kết lưới P A Xuất Tỷ lệ TTĐN tuyến Ptb(kW) A (kWh) (kW) (kWh) (%) 471 472 473 474 475 476 477 478 480 474SV Tổng cộng 606 5,311,845 6.40 56,028 1.05% 5,943 52,063,965 135.34 1,185,573 2.28% 1,021 8,945,712 9.64 84,454 0.94% 2,269 19,873,520 12.92 113,194 0.57% 4,090 35,826,575 49.66 435,056 1.21% 5,876 51,469,380 62.86 550,644 1.07% 5,750 50,371,460 94.50 827,829 1.64% 9,538 83,555,316 120.37 1,054,444 1.26% 2,850 24,963,445 38.29 335,460 1.34% 1,067 9,344,000 10.34 90,619 0.97% 39,010 341,725,218 540.33 4,733,301 1.39% 14 Bảng 3.3 Hiệu giảm TTCS tỷ lệ TTĐN sau TOPO Tổn thất công suất (kW) Ttỷ lệ TTĐN (%) Xuất Lưới Lưới Sau Hiệu Sau Hiệu tuyến hiện tính Topo tính Topo hữu hữu 471 54.07 6.40 47.67 2.51% 1.05% -1.45% 472 102.34 135.34 33.00 2.32% 2.28% -0.04% 473 9.64 9.64 0.00 0.94% 0.94% 0.00% 474 12.92 12.92 0.00 0.57% 0.57% 0.00% 475 133.35 49.66 83.69 1.76% 1.21% -0.54% 476 14.48 62.86 48.38 0.81% 1.07% 0.26% 477 107.19 94.50 12.69 1.70% 1.64% -0.05% 478 157.32 120.37 36.95 1.46% 1.26% -0.20% 480 14.00 38.29 24.30 0.83% 1.34% 0.52% 474SV 10.34 10.34 0.00 0.97% 0.97% 0.00% 615.65 540.33 75.32 1.57% 1.39% -0.19% Tổng 3.1.2.3 Hiệu kinh tế Sau thực tính tốn kết lưới tối ưu tổng sản lượng TTĐN tiết kiệm 01 năm : Agiảm=8760 x Pgiảm=8760 x 75.32= 659,829 kWh Giá trị làm lợi giảm TTĐN: G = A * g (với g giá điện bình quân năm 2017) G = 659,829*1,700= 1,121,708,876 (đ) 3.2 Tính tốn bù tối ưu cho lưới điện trung Đà Lạt chức CAPO 3.2.1 Hiện trạng công tác bù: (a) Hệ số cơng suất trung bình đầu xuất tuyến Nhìn chung, hệ số cơng suất trung bình đầu xuất tuyến có giá trị cao, lớn 0.97, chi tiết theo Bảng 3.4 Bảng 3.4 Hệ số công suất trung bình đầu xuất tuyến Xuất Cosφtb_Xtuyen tuyến 472 0.9735 474 0.9916 476 0.9787 478 0.9869 15 Xuất Cosφtb_Xtuyen tuyến 480 0.9796 471 0.9944 473 0.9897 475 0.9888 477 0.9905 474SV 0.9806 (b) Tình hình thực cơng tác bù xuất tuyến: Tồn đơn vị có 08 tụ bù trung thế, với tổng dung lượng bù 2.4MVAr, vận hành 04 bộ, xuất tuyến lắp tụ bù: 471, 472, 477, 478 Các vị trí lắp chủ yếu vị trí lưới nổi, hầu hết khu vực có lưới điện ngầm không lắp đặt tụ bù 3.2.2 Thực tính tốn bù tối ưu chức CAPO 3.2.2.1 Trình tự thực tính tốn 3.2.2.2 Kết tính tốn Sau thực tính tốn chức CAPO cho sơ đồ kết lưới có 02 xuất tuyến lắp tụ bù, vị trí lắp đặt theo Bảng 3.6 Tổn thất cơng suất tỷ lệ TTĐN xuất tuyến sau tính toán bù tối ưu theo Bảng 3.7 Hiệu giảm TTCS 6.11kW, tỷ lệ TTĐN giảm 0.02% chi tiết theo Bảng 3.8 Bảng 3.6 Vị trí bù tối ưu sau sau chạy toán CAPO Lưới hữu (sau Thời gian hoạt Sau CAPO TOPO) động STT Tuyến Vị trí lắp Vị trí lắp Loại tụ Loại tụ đặt đặt 471 không 472/E1/200 472 không Cố định Ứng động 471/109 cố định 471/109 -01 vận hành ứng từ 6h đến 23h động -01 vận hành từ 8h đến 21h 471/93 473 không không 474 không không 475 không không 24h/ngày 16 Lưới hữu (sau Sau CAPO TOPO) Vị trí lắp Vị trí lắp Loại tụ Loại tụ đặt đặt STT Tuyến 476 477 478 480 không không 10 474SV không không không Thời gian hoạt động không 477/E35/51 Cố định E35/44/38 Ứng động Ứng 478/E19/11 không động 8h đến 21h Bảng 3.7 Tỷ lệ TTĐN tính xuất tuyến sau bù tối ưu P A Xuất Tỷ lệ TTĐN tuyến Ptb(kW) A (kWh) (kW) (kWh) (%) 471 606 5,311,845 6.40 56,028 1.05% 472 5,937 52,006,003 129.40 1,133,502 2.18% 473 1,021 8,945,712 9.64 84,454 0.94% 474 2,269 19,873,520 12.92 113,194 0.57% 475 4,090 35,826,575 49.66 435,056 1.21% 476 5,876 51,469,380 62.86 550,644 1.07% 477 5,750 50,371,460 94.33 826,372 1.64% 478 9,538 83,555,316 120.38 1,054,488 1.26% 480 2,850 24,963,445 38.29 335,460 1.34% 474SV 1,067 9,344,000 10.34 90,619 0.97% Tổng cộng 39,003 341,667,256 534.23 4,679,818 1.37% Bảng 3.8 Hiệu giảm TTCS tỷ lệ TTĐN sau bù Tổn thất công suất Tỷ lệ TTĐN (%) (kW) Trước Xuất Trước tuyến Sau Tăng tính Sau Tăng tính bù giảm bù tối bù giảm bù tối ưu ưu 471 6.40 6.40 0.00 1.05% 1.05% 0.00% 472 135.34 129.40 -5.94 2.28% 2.18% -0.10% 473 9.64 9.64 0.00 0.94% 0.94% 0.00% 17 Xuất Tổn thất công suất Tỷ lệ TTĐN (%) tuyến (kW) 474 12.92 12.92 0.00 0.57% 0.57% 0.00% 475 49.66 49.66 0.00 1.21% 1.21% 0.00% 476 62.86 62.86 0.00 1.07% 1.07% 0.00% 477 94.50 94.33 -0.17 1.64% 1.64% 0.00% 478 120.37 120.38 0.00 1.26% 1.26% 0.00% 480 38.29 38.29 0.00 1.34% 1.34% 0.00% 474SV 10.34 10.34 0.00 0.97% 0.97% 0.00% 540.33 534.23 -6.11 1.39% 1.37% -0.02% Tổng 3.2.2.3 Hiệu kinh tế Sau thực tính tốn bù tối ưu tổng sản lượng TTĐN tiết kiệm 01 năm : Agiảm=8760 x Pgiảm=8760 x 6.11= 53,483 kWh Giá trị làm lợi giảm TTĐN: G = 53,483*1,700 = 90,921,865(đ) Tổng chi phí để thực di dời tụ 46,800,000(đ), chi tiết Bảng 3.9 Bảng 3.9 Chi phí di dời tụ bù Chi phí di dời Dung lượng Loại tụ cho KVAR Số Tổng chi phí tụ (KVAR) (đ) Ứng động 36,000 300 32,400,000 Cố định 24,000 300 14,400,000 3.3 Duy trì điện áp vận hành mức 23.1kV Để đánh giá mức ảnh hưởng điện áp TTĐN lưới điện phân phối Đà Lạt cần phải tiến hành tính tốn lại tình hình tổn thất cơng suất ứng với điện áp đầu đạt +104%Udm (UTC=22.88kV), kết tính tốn theo Bảng 3.10 Bảng 3.10 Tỷ lệ TTĐN ứng với điện áp 104% định mức Tổn thất công suất (kW) Tỷ lệ TTĐN (%) Xuất UTC= UTC=104% UTC=105% UTC=104% +/- tỷ tuyến 105% +/- P Udm Udm Udm lệ (%) Udm 471 6.40 6.46 0.06 1.055% 1.065% 0.010% 472 135.34 137.35 2.01 2.287% 2.321% 0.034% 473 9.64 9.72 0.08 0.944% 0.952% 0.008% 474 12.92 13.12 0.20 0.570% 0.578% 0.009% 475 49.66 49.66 0.00 1.214% 1.214% 0.000% 476 62.86 63.65 0.79 1.070% 1.083% 0.013% 477 94.03 94.03 0.00 1.635% 1.635% 0.000% 478 114.30 116.26 1.96 1.198% 1.219% 0.021% 18 Tổn thất công suất (kW) Tỷ lệ TTĐN (%) Xuất UTC= UTC=104% UTC=105% UTC=104% +/- tỷ tuyến 105% +/- P Udm Udm Udm lệ (%) Udm 480 38.29 38.85 0.56 1.344% 1.363% 0.020% 474SV 10.34 10.49 0.15 0.970% 0.984% 0.014% 533.79 539.60 5.81 1.369% 1.384% 0.015% Tổng Với kết tính tốn sơ thấy lưới điện Đà Lạt, việc giảm điện áp vận hành đầu trạm 110/ 22kV từ 23.1kV 22.88kV tổn thất cơng suất tăng 5.81, tương ứng làm tăng 0.015% tỷ lệ TTĐN Qua thấy việc giữ ổn định điện áp vận hành mức 23.1kV góp vai trò quan trọng công tác giảm TTĐN hàng năm 3.4 Giải pháp san tải 3.4.1 Khả san tải Do có thay đổi điều kiện vận hành, nên 02 xuất tuyến có khả san tải để giảm TTĐN tuyến 478 480 Đà Lạt 3.4.2 Kết tính tốn sau san tải Sơ đồ kết lưới sau san tải cho tuyến 478 theo Hình 3.2, tuyến 480 theo Hình 3.3 Tổn thất cơng suất tỷ lệ TTĐN xuất tuyến sau san tải theo Bảng 3.11 Hiệu giảm TTCS 6.11kW, tỷ lệ TTĐN giảm 0.02% chi tiết theo Bảng 3.12 Bảng 3.11 Tỷ lệ TTĐN tính xuất tuyến sau san tải P A Xuất Tỷ lệ TTĐN tuyến Ptb(kW) A (kWh) (kW) (kWh) (%) 471 606 5,311,845 6.40 56,028 1.05% 472 5,937 52,006,003 129.40 1,133,502 2.18% 473 1,021 8,945,712 9.64 84,454 0.94% 474 2,269 19,873,520 12.92 113,194 0.57% 475 4,090 35,826,575 49.66 435,056 1.21% 476 5,876 51,469,380 62.86 550,644 1.07% 477 5,750 50,371,460 94.33 826,372 1.64% 478 8,349 73,137,851 97.90 857,625 1.17% 480 1,919 16,814,455 28.28 247,732 1.47% 474SV 1,067 9,344,000 10.34 90,619 0.97% Tổng cộng 36,884 323,100,801 501.74 4,395,227 1.36% 19 Bảng 3.12 Hiệu giảm TTCS tỷ lệ TTĐN sau san tải Tổn thất công suất Tỷ lệ TTĐN (%) (kW) Xuất Trước Sau Trước Sau tuyến Tăng Tăng khi san giảm giảm san tải san tải tải san tải 471 6.40 6.40 0.00 1.05% 1.05% 0.00% 472 129.40 129.40 0.00 2.18% 2.18% 0.00% 473 9.64 9.64 0.00 0.94% 0.94% 0.00% 474 12.92 12.92 0.00 0.57% 0.57% 0.00% 475 49.66 49.66 0.00 1.21% 1.21% 0.00% 476 62.86 62.86 0.00 1.07% 1.07% 0.00% 477 94.33 94.33 0.00 1.64% 1.64% 0.00% 478 120.38 97.90 -22.47 1.26% 1.17% -0.09% 480 38.29 28.28 -10.01 1.34% 1.47% 0.13% 474SV 10.34 10.34 0.00 0.97% 0.97% 0.00% 534.23 501.74 -32.49 1.37% 1.36% -0.01% Tổng 3.4.3 Hiệu kinh tế Sau thực san tải tổng sản lượng TTĐN tiết kiệm 01 năm là: Agiảm=8760 x Pgiảm=8760 x 32.49= 284,590 kWh Giá trị làm lợi giảm TTĐN: G = 284,590*1,700 = 483,803,850(đ) 3.5 Giải pháp đầu tư lưới điện Thực đầu tư nâng cấp tiết diện đường dây trục tuyến 472, đoạn từ trụ E1/56 đến E1/82 có chiều dài 1.5km với mức mang tải cao điểm gần 3.5MW Có 03 phương án để thực nâng cấp đường dây đoạn từ 472/E1/56 đến 472/E1/82: - Phương án 1: nâng cấp lên thành dây 3AC120+95 - Phương án 2: nâng cấp lên thành dây 3AC150+120 - Phương án 3: nâng cấp lên thành dây 3AC185+120 Hiệu giảm TTĐN trung áp tuyến 472 phương án theo Bảng 3.13 20 Bảng 3.13 Hiệu phương án đầu tư P A giảm Thời Loại Chi phí giảm Chiều Chi phí Tổng chi gian dây làm lợi sau dài nâng cấp phí cần thu nâng cho 01 năm đầu (km) cho 1km (đ) nâng cấp (đ) hồi cấp tiên nâng năm vốn cấp (kWh) (kW) AC 120 1.5 232,779,858 350,333,687 3.840 33,638 57,185,280 6.13 AC 150 1.5 258,542,106 389,105,869 4.815 42,179 71,704,980 5.43 AC 185 1.5 300,062,312 451,593,780 5.527 48,417 82,309,325 5.49 Theo kết tính chọn phương án để thực đầu tư Tuy nhiên, theo mục tiêu chung tồn Cơng ty, tuyến trục thực nâng cấp phải thực nâng cấp với tiết diện nhỏ AC185, chọn phương án phương án để đầu tư Sau thực đầu tư, tổn thất công suất tuyến giảm 5.527 kW, tỷ lệ TTĐN tuyến 472 sau thực đầu tư 2.09%, chi tiết theo Bảng 3.14 Bảng 3.14 Hiệu giảm TTCS tỷ lệ TTĐN sau đầu tư Tổn thất công suất (kW) Tỷ lệ TTĐN (%) Xuất Trước Sau Trước Sau Tăng Tăng tuyến đầu khi đầu giảm giảm tư đầu tư tư đầu tư 471 6.40 6.40 0.00 1.05% 1.05% 0.00% 472 129.40 123.87 -5.53 2.18% 2.09% -0.09% 473 9.64 9.64 0.00 0.94% 0.94% 0.00% 474 12.92 12.92 0.00 0.57% 0.57% 0.00% 475 49.66 49.66 0.00 1.21% 1.21% 0.00% 476 62.86 62.86 0.00 1.07% 1.07% 0.00% 477 94.33 94.33 0.00 1.64% 1.64% 0.00% 478 97.90 97.90 0.00 1.17% 1.17% 0.00% 480 28.28 28.28 0.00 1.47% 1.47% 0.00% 474SV 6.40 6.40 0.00 1.05% 1.05% 0.00% 501.74 496.21 -5.53 1.36% 1.35% -0.01% Tổng Sản lượng TTĐN tiết kiệm 01 năm là: Agiảm=8760 x Pgiảm=8760 x 5.527= 48,417 kWh Giá trị làm lợi giảm TTĐN: G = 48,417 *1,700 = 82,309,325(đ) Tổng giá trị đầu tư 451,593,780 (đ) với thời gian thu hồi vốn 5.49 năm 21 3.6 Hiệu sau áp dụng giải pháp giảm TTĐN 3.6.1 Hiệu giảm tỷ lệ TTĐN Tổng tỷ lệ TTĐN giảm sau áp dụng giải pháp 0.23%, chi tiết tỷ lệ TTĐN xuất tuyến theo Bảng 3.15 Bảng 3.15 Tỷ lệ TTĐN xuất tuyến sau áp dụng giải pháp giảm TTĐN Tỷ lệ TTĐN Xuất Sau Lưới Sau Sau Sau tuyến tính Hiệu hữu Capo San Tải đầu tư Topo 471 2.51% 1.05% 1.05% 1.05% 1.05% -1.45% 472 2.32% 2.18% 2.09% 2.28% 2.18% -0.23% 473 0.94% 0.94% 0.94% 0.94% 0.94% 0.00% 474 0.57% 0.57% 0.57% 0.57% 0.57% 0.00% 475 1.76% 1.21% 1.21% 1.21% 1.21% -0.54% 476 0.81% 1.07% 1.07% 1.07% 1.07% 0.26% 477 1.70% 1.64% 1.64% 1.64% 1.64% -0.05% 478 1.46% 1.26% 1.17% 1.26% 1.17% -0.29% 480 0.83% 1.34% 1.47% 1.34% 1.47% 0.65% 474SV 0.97% 0.97% 0.97% 0.97% 0.97% 0.00% 1.57% Tổng 1.39% 1.37% 1.36% 1.35% -0.23% 3.6.2 Hiệu kinh tế Tổng sản lượng TTĐN tiết kiệm 01 năm sau áp dụng giải pháp giảm TTĐN 1,046,320 kWh, tổng giá trị làm lợi 01 năm giảm TTĐN 1,778,743,916 (đ), chi tiết hiệu giải pháp theo Bảng 3.16 Bảng 3.16 Hiệu kinh tế giải pháp giảm TTĐN Sản lượng tổn thất Giá trị làm lợi Stt Nội dung giải pháp giảm giảm tổn thất (đ) năm (kWh) Giải pháp kết lưới tối 659,829 1,121,708,876 ưu Giải pháp bù tối ưu 53,483 90,921,865 Giải pháp san tải 284,590 483,803,850 Giải pháp đầu tư lưới 48,417 82,309,325 điện Tổng cộng 1,046,320 1,778,743,916 3.7 Kết luận chương Từ kết tính toán TTĐN cho lưới điện hữu, kết hợp với thông tin công tác quản lý vận hành lưới điện, đề tài nhận định nguyên nhân đề 22 xuất giải pháp thực để giảm TTĐN mang tính khả thi cao, dễ áp dụng vào thực tiễn cho lưới điện Đà Lạt, giải pháp cụ thể là: - Thay đổi phương thức vận hành xuất tuyến có liên kết mạch vòng nhằm giảm TTCS, đồng thời giảm điện nhận đầu nguồn xuất tuyến mang tải cao tuyến 475, tuyến 478… - Tối ưu vị trí lắp đặt tụ bù trung áp - San tải, rút ngắn bán kính cấp điện cho xuất tuyến 478 480 - Nâng cấp tiết diện dây dẫn cho xuất tuyến có tỷ lệ TTĐN trung áp cao đơn vị Kết sau thực giải pháp giảm 1,046,320 kWh sản lượng TTĐN năm, tương ứng với số tiền làm lợi 1,778,743,916 đồng Tỷ lệ TTĐN sau thực giải pháp 1.35%, giảm 0.23% so với trước thực giải pháp 23 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Kết luận: Đề tài ‘Nghiên cứu giải pháp giảm tổn thất điện lưới điện phân phối thành phố Đà Lạt’ thực nhằm nghiên cứu đề xuất giải pháp để nâng cao hiệu vận hành cho lưới điện phân phối Thành phố Đà Lạt, kết nghiên cứu đề tài sau: Trên sở thống kê liệu thông số vận hành lưới điện, công tác quản lý vận hành công tác quản lý kinh doanh phân nhóm trạm biến áp theo thành phần phụ tải, xây dựng biểu đồ đặc trưng xuất tuyến nhóm phụ tải để phục vụ cho cơng tác tính tốn TTĐN chương trình PSS/ADEPT sau Qua kết tính tốn khoanh vùng khu vực có TTĐN cao nhằm đưa giải pháp giảm TTĐN phù hợp với tình hình thực tế đơn vị Đề xuất số giải pháp giảm TTĐN phù hợp, dễ triển khai ứng dụng vào thực tiễn Kết giải pháp giảm TTĐN đề xuất mang lại hiệu giảm sản lượng TTĐN khoảng 1,046,320 kWh/năm Kiến nghị (a) Kiến nghị Điện lực Đà Lạt: - Triển khai áp dụng giải pháp đề xuất để áp dụng vào công tác giảm TTĐN năm 2018 cho Điện lực Đà Lạt - Sử dung phân nhóm phụ tải đồ thị phụ tải nhóm tải mà đề tài xây xựng cho việc tính tốn TTĐN lưới điện phân phối thành phố Đà Lạt - Trong giai đoạn từ năm 2018-2020 nên tập trung vào đầu tư cơng trình giảm TTĐN vào lưới điện hạ áp, tỷ lệ TTĐN trung áp đơn vị thấp, việc đầu tư vào lưới điện trung áp mang lại hiệu không cao (b) Kiến nghị Công ty Điện lực Lâm Đồng - Nhằm phục vụ cho cơng tác tính tốn TTĐN phần mềm PSS/ADEPT xác so với phương pháp áp dụng nay, đề nghị Công ty Điện lực Lâm Đồng cho triển khai cách thức thu thập liệu lập đồ phụ tải đặc trưng cho nhóm phụ tải thực tính toán đề tài cho Điện lực trực thuộc lại - Triển khai hồn thiện cơng tác lắp đặt thiết bị thu thập thông tin đo ghi xa cho TBA lại - Đề xuất với Tổng công ty Điện lực miền Nam đồng liệu đo ghi xa chương trình có thành chương trình nhất, để cơng tác thu thập phân tích liệu thuận tiện - Trên sở liệu tích hợp từ chương trình để xây dựng chức cảnh báo vận hành nhằm giảm thiểu thời gian nhân lực cho 24 công tác như: ghi số, đo tải đường dây hạ áp TBA hàng tháng Từ tăng cường đầu tư thời gian nhân lực cho công tác xử lý tồn công tác quản lý vận hành lưới điện - Đẩy nhanh tiến độ thi cơng cơng trình sửa chữa lớn, cải tạo lưới điện nhằm nâng cao hiệu giảm TTĐN năm thực đầu tư ... điện Đối tượng nghiên cứu: lưới điện phân phối 22kV thành phố Đà Lạt Phương pháp nghiên cứu: - Sử dụng phương pháp nghiên cứu lý thuyết thực nghiệm  Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: Nghiên cứu... điện phân phối Đà Lạt Chương 3: Đề xuất giải pháp giảm TTĐN lưới điện phân phối Đà Lạt 2 CHƯƠNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG 1.1 Vai trò đặc điểm lưới điện phân. .. điện việc nghiên cứu, thiết kế hệ thống lưới điện phân phối quan trọng Dựa vào kết lưới chia lưới điện phân phối thành 02 dạng sau: - Lưới điện phân phối trung áp không - Lưới điện phân phối