Các giải pháp giảm tổn thất điện năng cho lưới điện phân phối huyện quảng trạch tỉnh Quảng Bình

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA PHẠM HỮU TUẤN SINH CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN QUẢNG TRẠCH TỈNH QUẢNG BÌNH Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số: 8520201 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: PGS.TS LÊ THÀNH BẮC Phản biện 1: TS ĐOÀN ANH TUẤN Phản biện 2: TS NGUYỄN LƯƠNG MÍNH Luận văn bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ kỹ thuật điện họp 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 Truyền thông Trường Đại học Bách khoa Đại học Đà Nẵng - Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa - Đại học Đà Nẵng MỞ ĐẦU Lý chọn đề tài Giảm tổn thất điện tiêu ngành Điện quan tâm hàng đầu giai đoạn Yêu cầu đặt nhiều vấn đề cần quan tâm giải quyết, có việc phân tích, đánh giá ngun nhân gây tổn thất điện tính tốn xác mức sản lượng điện bị thất thốt, từ đưa giải pháp giảm tổn thất điện đạt hiệu cao Hệ thống điện Cơng ty Điện lực Quảng Bình (QBPC) quản lý gồm: 1868 km đường dây trung thế, 3471 km đường dây hạ thế, 1474 TBA phụ tải với tổng dung lượng 258,8MVA Năm 2017, QBPC nhận điện từ hệ thống điện Quốc gia với công suất Pmax = 162,6MW, Ptb = 128,9MW, sản lượng điện thương phẩm đạt 896 triệu kWh, tổn thất điện 6,28% Giảm tổn thất điện QBPC nhiệm vụ trọng tâm hàng đầu cấp lãnh đạo QBPC quan tâm giải theo yêu cầu đặt ngành Giai đoạn (2016÷2020), lộ trình giảm tổn thất điện (TTĐN) QBPC Tổng công ty Điện lực miền Trung (EVNCPC) giao đến năm 2020 phải thực đạt ≤ 4,95%, giảm thêm 1,33% so với năm 2017 (tương ứng khoảng 9,564 triệu kWh) Hàng năm, trung bình sản lượng điện tiêu thụ khu vực huyện Quảng Trạch chiếm khoảng 1/6 tổng sản lượng toàn QBPC Lưới điện phân phối (LĐPP) huyện Quảng Trạch có cấu trúc phần trung chủ yếu hình tia, liên kết mạch vòng TBA nguồn TBA nguồn với nhau, nhiên hầu hết mạch vòng vận hành hở nhằm giảm chi phí đầu tư thiết bị bảo vệ rơle đơn giản hơn; phần lưới điện hạ nơng thơn tiếp nhận cũ nát, có nhiều đường dây pha, địa bàn cấp điện rộng, phụ tải không đồng vùng, biểu đồ phụ tải xấu Tỷ lệ tổn thất điện năm 2015, 2016, 2017 6,09%, 7,19%, 5,80% Các nguyên nhân làm tăng tổn thất điện cho do: Lưới điện hình tia kéo dài, phần lưới điện hạ nông thôn tiếp nhận cũ nát, có nhiều đường dây pha, dây dẫn trần tiết diện nhỏ, địa bàn cấp điện rộng, gây tổn thất thương mại cao; nhiều vùng lưới điện vận hành tình trạng q tải điện áp thấp, bù cơng suất phản kháng chưa hợp lý Sự cân đối tăng trưởng phụ tải đầu tư cải tạo lưới điện nhiều năm qua (kể lưới điện truyền tải) vấn đề mà ngành điện phải đối diện, dẫn đến tổn thất điện lớn, suất cố cao độ tin cậy cung cấp điện thấp Nhiệm vụ nghiên cứu, nhằm tính tốn, phân tích, đánh giá thực trạng, xác định nguyên nhân gây nên tổn thất để đề xuất giải pháp giảm tổn thất điện lưới điện phân phối huyện Quảng Trạch góp phần lớn đến việc thực đạt lộ trình giảm TTĐN QBPC giai đoạn (2016-2020) theo kế hoạch cấp giao Xuất phát từ thực tế nhu cầu cấp thiết đơn vị công tác, với khả hiểu biết thân, chọn nội dung nghiên cứu “Các giải pháp giảm tổn thất điện cho i điện ph n ph i h ện ảng h tỉnh ảng Bình” để làm đề tài Luận văn Tốt nghiệp 2 Mục đích nghiên cứu Khảo sát, thu thập số liệu nguồn phụ tải lưới điện khu vực thuộc phạm vi nghiên cứu để xây dựng đồ thị phụ tải điển hình đặc trưng cho lưới điện phân phối huyện Quảng Trạch Phân tích thực trạng, xác định nguyên nhân gây nên tổn thất lưới điện phân phối huyện Quảng Trạch Nghiên cứu giải pháp áp dụng để giảm tổn thất điện công tác quản lý vận hành, đầu tư nâng cấp lưới điện phân phối nước Đề xuất số giải pháp để giảm tổn thất điện lưới điện phân phối huyện Quảng Trạch Nghiên cứu phương pháp ứng dụng phần mềm chuyên dụng tính tốn đánh giá tổn thất điện cho phương án vận hành lưới điện phân phối huyện Quảng Trạch Triển khai tính tốn với phương án sử dụng giải pháp đề xuất, từ so sánh, phân tích, nhận xét kết tính tốn so với tổn thất điện theo số liệu thực tế để có kết luận kiến nghị Tính tốn hiệu đầu tư triển khai thực giải pháp mới, từ kiến nghị lộ trình đầu tư hàng năm nhằm giảm tổn thất điện nâng cao hiệu hoạt động kinh doanh điện Điện lực Quảng Trạch nói riêng QBPC nói chung nhằm đạt yêu cầu chung ngành Đối tượng phạm vi nghiên cứu Đối tượng nghiên cứu: Lưới điện phân phối huyện Quảng Trạch thuộc hệ thống điện Điện lực Quảng Bình quản lý Các phần mềm chun dụng để tính tốn tổn thất cơng suất, tổn thất điện lưới giải pháp giảm tổn thất điện công tác quản lý vận hành lưới điện phân phối Phạm vi nghiên cứu: Nghiên cứu tổn thất điện lưới điện phân phối tính khả thi giải pháp kỹ thuật để giảm tổn thất điện cho lưới điện phân phối khu vực huyện Quảng Trạch, tỉnh Quảng Bình Phương pháp nghiên cứu Nghiên cứu lý thuyết: Nghiên cứu tài liệu, tạp chí, sách báo, giáo trình, phần mềm chuyên dụng…viết vấn đề tính tốn xác định tổn thất cơng suất tổn thất điện năng, giải pháp giảm tổn thất điện lưới điện phân phối nước Thực nghiệm, mô phỏng: Từ lý thuyết nghiên cứu, áp dụng sử dụng phần mềm chuyên dụng để khảo sát, tính tốn, xác định tổn thất cơng suất tổn thất điện năng, bù tối ưu công suất phản kháng nhằm đánh giá hiệu công tác quản lý vận hành lưới điện phân phối lưới điện sau áp dụng số giải pháp nhằm mục tiêu giảm tổn thất điện tác giả đề xuất Bố cục luận văn Luận văn biên chế gồm phần Mở đầu, phần nội dung có 04 chương, phần Kết luận kiến nghị, cụ thể sau: - Mở đầ - Ch ơng 1: Tổng quan tổn thất công suất tổn thất điện lưới điện phân phối - Ch ơng 2: Phần mềm tính tốn tổn thất điện giải pháp giảm tổn thất công suất, giảm tổn thất điện lưới điện phân phối - Ch ơng 3: Đánh giá trạng tổn thất điện năng, giải pháp có, cơng tác Quản lý vận hành, quản lý kinh doanh điện khu vực huyện Quảng Trạch - Ch ơng 4: Hệ thống giải pháp nhằm giảm tổn thất điện lưới điện phân phối huyện Quảng Trạch - Kết luận kiến nghị CHƯƠNG TỔNG QUAN VỀ TỔN THẤT CÔNG SUẤT VÀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 1.1 Vai trò LĐPP hệ thống điện Hệ thống điện bao gồm nhà máy điện, trạm biến áp, đường dây truyền tải phân phối nối với thành hệ thống từ sản xuất, truyền tải phân phối điện Theo mục đích nghiên cứu mà hệ thống điện chia thành phần hệ thống tương đối độc lập LĐPP làm nhiệm vụ phân phối điện cho địa phương (thành phố, quận, huyện, thôn, bản…) có bán kính cung cấp điện nhỏ, thơng thường khoảng (50-60) km 1.2 Đặc điểm lưới điện phân phối Thông thường LĐPP trung áp nhận điện từ: - Thanh thứ cấp trạm biến áp 110, 220kV - Các trạm biến áp trung gian 35/6kV, 35/10kV, 35/15kV 35/22kV - Thanh nhà máy điện, trạm phát diezen, trạm điện gió, … Sơ đồ cấp điện lưới điện phân phối có dạng sau: 1.2.1 Sơ đồ hình tia 1.2.2 Sơ đồ m ch vòng 1.3 T n th t ngu ên nh n g t n th t 1.3.1 ổn thất th ật Tổn thất kỹ thuật lớn nguyên nhân chủ yếu sau đây: - Đường dây dài, bán kính cấp điện lớn, tiết diện dây dẫn nhỏ, đường dây bị xuống cấp, không cải tạo nâng cấp, trình vận hành; - Máy biến áp vận hành non tải không tải Máy biến áp vận hành tải; - Tổn thất thiết bị cũ, lạc hậu; - Nhiều thành phần sóng hài phụ tải cơng nghiệp; - Tổn thất dòng rò; - Hệ thống nối đất trực tiếp, lặp lại không tốt; - Hành lang tuyến không đảm bảo; - Hiện tượng bù, vị trí dung lượng bù khơng hợp lý; - Tính tốn phương thức vận hành không hợp lý, để xảy cố; - Vận hành không đối xứng liên tục; - Vận hành với hệ số cosφ thấp phụ tải có hệ số cosφ thấp, thực l p đặt vận hành tụ bù không phù hợp; - Các điểm tiếp xúc, mối nối tiếp xúc kém; - Hiện tượng vầng quang điện - Chế độ sử dụng điện không hợp lý 1.3.2 ổn thất th ơng m i Tổn thất thương mại bao gồm dạng tổn thất sau: - Các thiết bị đo đếm công tơ, T , T không phù hợp với phụ tải; - Sai sót khâu quản lý: T pha, T , cơng tơ hỏng; - Sai sót nghiệp vụ kinh doanh: đọc sai số công tơ, thống kê tổng hợp khơng xác, bỏ sót khách hàng, … - Khách hàng tác động tiêu cực vào công tơ đo đếm gây sai lệch số,… Khách hàng tự ý câu móc điện trước cơng tơ để sử dụng,… - Khơng tốn tốn hóa đơn tiền điện chậm - Sai sót thống kê phân loại tính hóa đơn khách hàng - Sai sót khâu tính tốn xác định tổn thất kỹ thuật 1.4 Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số TTCS & TTĐN HTĐ 1.4.1 Quan hệ ph ơng pháp tính tốn CS ĐN A = Pmax (1.1) Trị số Pmax xác định xác Còn đại lượng theo biểu thức sau: - Công thức kinh điển: = (0.124 + Tmax.10-4)2.8760 - Công thức Kenzevits: 2Tmax 8760 - 8760 Tmax P Tmax Pmin Pmax 8760 Pmax thường xác định (1.2) (1.3) Công thức Valander: T 8760 0,13 max 8760 T 0,87 max 8760 (1.4) Tra đường cong tính tốn: = f(Tmax,cos ) (1.5) 1.4.2 Các yếu t ảnh h ởng đến trị s TTCS 1.4.2.1 Đường dây tải điện 1.4.2.2 Máy biến áp 1.4.2.3 Thiết bị bù 1.4.2.4 Nhiệt độ 1.4.2.5 Thay đổi cấu trúc phương thức vận hành 1.4.3 Cá ế t ảnh h ởng đến t ị ĐN 1.4.3.1 iểu đ ph tải c c yếu tố ảnh hư ng đến TTĐ tr ng ĐPP 1.4.3.2 Độ ch nh c t nh t n TTĐ tr ng u iện vận hành 1.5 Tính tốn TTCS uản l vận hành LĐPP 1.5.1 Cơ ph ơng pháp Khi tính thiết kế LĐPP, người ta thường sử dụng phương pháp gần để tính phân bố công suất tổn thất mạng điện theo điện áp định mức Cách tính khơng thể sử - dụng để phân tích tổn thất lưới điện cụ thể vận hành, mà cần phải lựa chọn phương pháp tính tốn xét đến đầy đủ yếu tố tạo nên độ xác thỏa đáng 1.5.2 Ph ơng pháp giải h ơng t ình tính tốn Hình 1.6 sau sơ đồ khối bước tính tốn phép lặp Newton phương trình tính tốn Ưu điểm phương pháp có tốc độ hội tụ nhanh Chọn xấp xỉ đầu X(0) i=0 Tính ma trận Jacơbi W’(X(i)) Chọn xấp xỉ đầu X(0) Giải hệ PTĐSTT W’(X(i)) (i) = -W(X(i)) Tính nghiệm xấp xỉ X(i+1) = X(i) + (i) N Dừng máy (Khơng hội tụ) nh 1.1 Sơ đ thuật tốn phương ph p ewt n c định TT S tr ng u iện vận hành ng chương tr nh t nh t n - Cần mô tả đầy đủ yếu tố thiết lập sơ đồ tính tốn; - Cần lựa chọn chương trình tính tốn thích hợp 1.6 Các phương pháp tính tốn TTĐN LĐPP 1.6.1 Ph ơng pháp tí h ph n đồ thị Theo phương pháp TTĐN [kWh] xác định theo công thức: t n It 10 nt n t A 3R I 02 I n2 I t2 10 2n t A 3R Hoặc: (1.15) Trong tương ứng dòng điện, cơng suất điện áp: I [A], S[kVA], U[kV] Phương pháp tích phân đồ thị có độ xác cao, khó thực 1.6.2 h ơng pháp ng điện t ng ình ình ph ơng TTĐN đường dây [kWh] tính theo biểu thức: ΔA=3 2tbbpR.T.10-3 Trong đó:  R: Điện trở tác dụng đường dây [Ω];  T: Thời gian tính tốn [h] Giá trị Itbbp tính gần theo công thức kinh nghiệm Dalesxky: Itbbp = Imax(0,12 + Tmax.10-4) Hoặc theo dòng điện cực đại thời gian TTCS cực đại τ: I tbbp T I max (1.16) (1.19) (1.20) (1.21) 1.6.3 h ơng pháp th i gian tổn thất Theo phương pháp TTĐN xác định theo biểu thức: T A 3R I t2dt 3RImax (1.22) Có thể xác định τ công thức kinh nghiệm (1.2, 1.3, 1.4, 1.5) 1.6.4 h ơng pháp đ ng ong tổn thất TTCS gồm có thành phần tổn thất tải tổn thất không tải, m i thời điểm vận hành ta có biểu thức xác định TTCS: ΔPi = ΔPkt +ΔPt Từ TTĐN tính sau: t A [ Poi Pti (t )].dt ( Poi Pti ) t o TTĐN ngày (24h) là: 24 A Ao Ati (1.23) i o  ΔA0: TTĐN không tải, không phụ thuộc vào biến động phụ tải, mà phụ thuộc vào tổn hao không tải MBA lưới điện  ΔAt: TTĐN tải, phụ thuộc vào biến thiên công suất tiêu thụ tải theo thời gian cấu trúc lưới điện 1.6.5 h ơng pháp tính tốn ĐN theo q định EVN Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) sử dụng thống phương pháp tính tổn thất điện sau: 24 A A0 Ati = ΔP0.T +ΔPmax T.Kđt (1.24) i Trong đó:  ΔA: Tổn thất điện giai đoạn xét (kWh);  ΔP0: Tổn thất công suất không tải (kW);  ΔPmax: Tổn thất công suất thời điểm công suất cực đại lưới điện (kW);  T: Thời gian tính tốn giai đoạn xem xét TTĐN (giờ);  Kđt: Hệ số đồ thị phụ tải ảnh hưởng đến TTĐN giai đoạn tính tốn, với: 24 K đt ( Si ) x Smax 24 (1.25)  Si, Smax: giá trị phụ tải đầu xuất tuyến thời điểm ti tmax 1.7 Kết luận chương Việc nghiên cứu, áp dụng giải pháp với mục tiêu để giảm tỷ lệ TTĐN xuống mức hợp lý mục tiêu ngành điện tất nước, đặc biệt bối cảnh hệ thống điện cân đối lượng cung cầu điện nước ta Giảm TTĐN có ý nghĩa lớn vận hành lưới điện, bao gồm biện pháp cần đầu tư không cần đầu tư Việc xác định xác TTĐN có ý nghĩa định, tốn đặt người thiết kế lưới điện người làm công tác vận hành hệ thống Mức độ TTĐN kỹ thuật lớn hay nhỏ tuỳ thuộc vào cấu trúc lưới điện, chất lượng thiết bị phương thức vận hành hệ thống điện Tổn thất thương mại phụ thuộc vào chế, lực quản lý hành chính, hệ thống đo đếm ý thức người sử dụng điện Trên sở số liệu phụ tải thu thập thông số vận hành hàng LĐPP huyện Quảng Trạch, tác giả chọn phương pháp tính TTĐN theo thời gian tổn thất công suất cực đại τmax để tiến hành bước nghiên cứu Phương pháp tính có sai số, nhiên sai số khơng lớn Việc xác định TTĐN theo phương pháp nhằm định hướng tìm nguyên nhân gây TTĐN đề giải pháp giảm TTĐN nên việc sai số chấp nhận Tác giả vào nghiên cứu giải pháp giảm TTĐN nhằm thực mục tiêu quản lý lượng có hiệu quả, đáp ứng việc cung cấp điện liên tục, đảm bảo chất lượng cho nhu cầu sử dụng điện xã hội địa bàn huyện Quảng Trạch nói riêng tỉnh Quảng Bình nói chung 10 2.2.1.5 iảm tổn thất tr ng c c m y iến p ph n phối Tổn thất s t máy biến áp phân phối chiếm phần lớn tổng tổn thất Việc dùng máy biến áp có tổn thất s t thấp (l i s t cuốn) hay máy amorphous (lõi thép vơ định hình) thay cho máy biến áp cũ làm giảm tổn thất đáng kể 2.2.2 Cải thiện v iện vận hành Các biện pháp điển hình quan tâm nhiều cơng tác quản lý vận hành LĐPP 2.2.2.1 iảm tổn thất thông ua u độ inh tế tr ng hệ thống 2.2.2.2 ung cấp trực tiếp ng điện p ca c c ph tải 2.2.2.3 iảm tổn thất thông ua cải thiện hệ ố ph tải 2.2.3 iảm tổn thất th ơng m i Các biện pháp giảm tổn thất thương mại sau: - Đảm bảo chất lượng kiểm định ban đầu để cơng tơ đo đếm xác; - Đối với hệ thống đo đếm l p đặt cần đảm bảo thiết kế l p đặt hệ thống đo đếm xác, phù hợp với phụ tải, đảm bảo khơng có sai sót q trình l p đặt; - Kiểm tra, bảo dưỡng hệ thống đo đếm (công tơ, T , T …); - Từng bước áp dụng công nghệ mới, l p đặt thay thiết bị đo đếm có cấp xác cao cho phụ tải lớn; - Nâng cao chất lượng ghi số, đảm bảo ghi lộ trình, chu kỳ, đảm bảo xác kết ghi số công tơ kết sản lượng; - Khoanh vùng đánh giá TTĐN; - Tăng cường công tác kiểm tra chống hành vi trộm c p điện; - Thực tốt quản lý kìm, chì niêm cơng tơ, T , T , hộp bảo vệ hệ thống đo đếm 2.3 Kết luận chương Phần mềm PSS/ADEPT xây dựng công cụ để thiết kế, phân tích, tính tốn qui hoạch lưới điện phân phối PSS/ADEPT cho phép ta thiết kế, sửa chữa phân tích sơ đồ mơ hình hệ thống điện cách trực quan giao diện đồ họa với số nút không hạn chế Điểm hạn chế phương pháp giảm TTĐN chưa yếu tố cụ thể, nguyên nhân gây nên tổn thất, chưa giúp cho người quản lý vận hành có cơng cụ phân tích, đánh giá tổn thất thuận tiện, lựa chọn phương pháp vận hành tối ưu nhằm TTĐN đạt cực tiểu Để có kết vậy, cần có phương pháp phân tích tính tốn tổn thất hồn thiện phù hợp Từ việc tìm hiểu, đánh giá phương pháp giảm TTĐN trên, tác giả lựa chọn đưa giải pháp phù hợp cho lưới điện phân phối huyện Quảng Trạch Đối với lưới điện phân phối huyện Quảng Trạch, cần phải tính tốn phân tích, khoanh vùng khu vực có tổn thất điện cao Từ nghiên cứu nhằm đề xuất giải pháp giảm TTĐN cách hiệu điều mà tác giả thực chương 11 CHƯƠNG ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG, CÁC GIẢI PHÁP HIỆN CĨ, CƠNG TÁC QUẢN LÝ VẬN HÀNH, QUẢN LÝ KINH OANH ĐIỆN NĂNG TẠI KHU VỰC HUYỆN QUẢNG TRẠCH 3.1 Đặc điểm tự nhiên huyện Quảng Trạch 3.1.1 Vị t í địa lý – kinh tế Huyện Quảng Trạch đơn vị hành nằm phía B c tỉnh Quảng Bình Phía B c huyện Quảng Trạch giáp tỉnh Hà Tĩnh, phía Nam giáp thị xã Ba Đồn, phía Đơng giáp Biển Đơng, phía Tây giáp huyện Tun Hóa Huyện Quảng Trạch có diện tích tự nhiên: 448 km2, 5,6% diện tích tự nhiên tồn tỉnh; dân số ước tính khoảng 106.472 người, mật độ dân số bình quân khoảng 238 người/km2 Về cấu hành chính, huyện Quảng Trạch có 18 đơn vị hành cấp xã, gồm 15 xã miền núi, trung du 03 xã ven biển 3.1.2 Đi u kiện tự nhiên Là huyện đồng Quảng Trạch có rừng biển, nhiều nơi rừng chạy sát bờ biển Huyện Quảng Trạch có tổng diện tích rừng khoảng 8.500 Huyện có bờ biển dài 32,4 km, có hệ thống hồ đập sơng ngòi, mặt nước, bờ sơng, bãi biển rộng lớn, tạo nên nguồn lợi tự nhiên phong phú Có khu cơng nghiệp cảng biển Hòn La thuộc xã Quảng Đông, với nhiều lợi việc phát triển kinh tế đa dạng Là khu vực có nhiều nguồn tài nguyên khoáng sản quý quặng Titan, cát Thạch Anh, than bùn khoảng triệu m3, đá vôi đất sét, 3.2 Giới thiệu Điện lực Quảng Trạch 3.2.1 Lịch sử hình thành phát triển Điện lực Quảng Trạch đơn vị trực thuộc Công ty Điện lực Quảng Bình, tiền thân Chi nhánh điện Quảng Trạch thuộc Điện lực Quảng Bình - Cơng ty Điện lực 3.2.2 Chứ nhiệm vụ tổ chức máy Điện lực 3.2.2.1 Chức nhiệm v - Quản lý, vận hành lưới điện phân phối điện áp đến 35 kV khu vực thị xã Ba Đồn huyện Quảng Trạch; - Kinh doanh điện địa bàn thị xã Ba Đồn huyện Quảng Trạch 3.2.2.2 Tổ chức máy Điện lực g m - Ban Lãnh đạo: - Các đơn vị trực thuộc gồm:  Phòng Tổng hợp;  Phòng Kế hoạch - Kỹ thuật;  Phòng Kinh doanh; 12  Đội Quản lý tổng hợp Trung tâm;  Đội Quản lý tổng hợp Roòn;  Đội Quản lý tổng hợp Quảng Lộc;  Tổ Kiểm tra, giám sát mua bán điện;  Tổ Tổng hợp khu vực Ba Đồn 3.2.3 Kh i ợng quản lý vận hành hệ th ng điện 3.2.3.1 Ngu n lưới điện ảng 3.3 Tổng hợp khối lượng ĐPP uản lý Khối lượng TT Hạng mục Đơn vị Tài sản ngành Điện Tài sản khách hàng T ng cộng Đường dây 35 kV km 53,566 2,631 56,197 Đường dây 22kV km 280,361 27,194 307,555 Đường dây 0.4kV km 641,101 57,116 698,217 Trạm c t Trạm Trạm phân phối Trạm 282 KH sử dụng điện KH 85 367 58.381 Theo thống kê, địa bàn huyện Quảng Trạch có 282 trạm/55.239,5 kVA, trạm pha trạm/170 kVA chiếm tỷ trọng 0,31% (theo dung lượng trạm biến áp); trạm pha 276 trạm/55.069,5 kVA chiếm tỷ trọng 99,69% (theo dung lượng trạm biến áp) 3.2.3.3 ưới hạ áp Lưới điện hạ áp huyện Quảng Trạch chủ yếu dùng cấp điện áp (220-380)V, vận hành theo sơ đồ hình tia, kết cấu pha dây trung tính nối đất trực tiếp Lưới pha chủ yếu tập trung khu vực trung tâm xã, số khu vực xa dùng lưới pha dây, pha dây 3.3 Tình hình tiêu thụ điện Tốc độ tăng trưởng điện thương phẩm huyện Quảng Trạch cao Mức tăng bình quân giai đoạn 2015-2017 trung bình từ (9÷11)%/năm Phần lớn nhu cầu tiêu thụ điện huyện Quảng Trạch tập trung khu vực tiêu dùng dân cư (đến 60,9%) công nghiệp, xây dựng (30,42%) 3.4 Tình hình thực nhiệm vụ sản xu t kinh doanh 3.4.1 Tình hình thực tiê SXKD năm 2015, 2016 2017 Các tiêu sản xuất kinh doanh năm 2015, 2016 2017 Điện lực Quảng Trạch Bảng 3.7 ảng 3.7 Các tiêu SXKD thực năm 2015, 2016 2017 TT Các tiêu ĐVT Năm 2015 Năm 2016 Năm 2017 01 Điện thương phẩm kWh 102.811.719 107.033.847 118.529.198 02 Điện tổn thất % 6,09 7,19 5,80 13 TT Các tiêu ĐVT Năm 2015 Năm 2016 Năm 2017 03 Giá bán bình quân đ/kWh 1.567,02 1.609,21 1.627,5 04 Tỉ lệ thu tiền điện % 99,35 99,52 99,80 05 Tăng trưởng % 9,06 4,11 10,74 3.4.2 Tình hình thực ĐN 3.4.2.1 Khái niệm cách tính tổn thất báo cáo (tổn thất hình bình hành tổn thất kinh doanh) 3.4.2.2 Khái niệm chương tr nh hiệu suất khu vực (tổn thất hình chữ nhật tổn thất cấp điện áp) TTĐN báo cáo qua năm 2015, 2016 2017 Bảng 3.9 ảng 3.9 TTĐ c c năm 2015, 2016 2017 the phương ph p h nh nh hành (tổn thất kinh doanh) TT Khu vực TTĐN Đơn vị 2015 2016 2017 TTĐN hạ áp kWh 4.864.359 4.595.012 4.728.015 Tỷ lệ % 6,11 5,17 4,75 TTĐN trung áp kWh 4.213.671 5.098.734 5240256 Tỷ lệ % 5,25 3,06 2,99 TTĐN tổng kWh 9.442.571 11.975.897 10.159.196 Tỷ lệ % 6,09 7,19 5,79 Tổn thất điện theo phương pháp tính hiệu suất khu vực (TTĐN hình chữ nhật) năm 2015, 2016 2017 Bảng 3.10 ảng 3.10 TTĐ c c năm 2015, 2016 2017 the phương pháp hình chữ nhật (tổn thất cấp điện áp) TT Khu vực TTĐN Đơn vị 2015 2016 2017 TTĐN hạ áp kWh 4.864.359 4.595.012 4.728.015 Tỷ lệ % 6,11 5,17 4,75 TTĐN trung áp kWh 4.213.671 5.098.734 5240256 Tỷ lệ % 5,25 3,06 2,99 TTĐN tổng kWh 9.078.031 9.693.746 9.968.271 Tỷ lệ % 5,85 5,82 5,68 Tổn thất điện Quảng Trạch giảm dần theo năm Năm 2016 5,82% giảm 0,03% so với năm 2015; Năm 2017 5,68% giảm 0,14% so với năm 2016 3.5 Tính tốn TTĐN trạng LĐPP Quảng Trạch ph n mềm PSS/ADEPT 3.5.1 Cơ sở ữ iệ phụ vụ tính tốn - Thơng số nguồn lưới; - Thơng số phụ tải 14 3.5.2 Tính tốn ĐN t ng áp 3.5.2.1 Sơ đ lưới điện tính toán 3.5.2.2 T nh t n TT S, TTĐ Biểu thức xác định TTCS: ΔPi = ΔPkt +ΔPt Biểu thức xác định TTĐN: ∆A = ΔPkt.T + ΔPmax τ  ΔA: Tổn thất điện giai đoạn xét (kWh);  ΔPkt: Tổn thất công suất không tải (kW);  ΔPmax: Tổn thất công suất thời điểm công suất cực đại lưới điện (kW);  τ: Thời gian tổn thất công suất cực đại, xác định theo công thức (1-2): (0,124 + Tmax.10-4)2.8760 phương pháp đường cong tổn thất =  Tmax: Thời gian sử dụng công suất cực đại, Tmax xác định: T max A Pmax Với: + A điện nhận từ đầu nguồn lưới điện thời gian xét (kWh); + Pmax công suất cực đại lưới điện thời gian xét (kW) Bảng 3.11 Tính toán Tmax cho xuất tuyến trung áp TT A (kWh) Xu t tu ến 476-Hòn La 478-Hòn La 471-Ba Đồn 473-Ba Đồn 475-Ba Đồn 477-Ba Đồn 478-Ba Đồn Pmax (kW) 4.190.734 16.195.702 11.575.818 18.330.987 18.997.349 8.386.440 19.987.956 Tmax (giờ) 3.300 4.000 2.300 3.500 6.300 4.600 5.300 1.270 4.049 5.033 5.237 3.015 1.823 3.771 = (0,124 + Tmax.10-4)2 8760 552 2.450 3.447 3.675 1.586 822 2.200 Trong bảng 3.11 trên, thời gian tổn thất cơng suất cực đại tính theo cơng thức = (0,124 + Tmax.10-4)2.8760 Sau đây, ta tính toán theo phương pháp đường cong tổn thất để so sánh Ta chọn xuất tuyến 473-Ba Đồn để tính theo phương pháp đường cong tổn thất, đồ thị phụ tải ngày điển hình tuyến cho hình 3.2 Ta có cơng thức tính: 24 A= (Pi i Pi ) i (i 1) = 2 24 (Pi Pi ) (3.1) i Kết mô (bằng phần mềm PSS/ADEPT) tổn thất công suất ΔP theo P đưa Bảng 3.12 15 ảng 3.12 Kết mô ΔP the P Giờ 13 15 11 17 10 18 19 P (kW) 1.600,0 1.800,0 1.900,0 2.000,0 2.100,0 2.200,0 2.300,0 2.400,0 2.700,0 2.800,0 3.000,0 3.500,0 ΔP (kW) 78,7 93,0 104,0 114,5 125,7 137,5 149,8 162,8 205,4 220,9 253,9 345,1 P (kW) P(kW) 4500 4000 3500 3000 2500 P (kW) 2000 1500 1000 500 ΔP(kW) 78.7 93.0 104.0 114.5 125.7 137.5 149.8 162.8 205.4 220.9 253.9 345.1 nh 3.1 Đường cong tổn thất XT 473- a Đ n Đồ thị tổn thất công suất ngày điển hình XT 473-Ba Đồn sau ΔP (kW) ΔP(kW) 400 350 300 250 200 ΔP (kW) 150 100 50 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 t (h) nh 3.2 Đ thị tổn thất công suất tr ng ngày điển hình XT 473- a Đ n ΔA = 24 ( Pi i Pi ) i (i 1) = 2 24 ( Pi i Pi ) (3.2) 16 Áp dụng công thức (3.1) (3.2), ta tính bảng số liệu 3.13 sau: ảng 3.13 T nh t n điện tiêu th TTĐ tr ng ngày điển hình XT 473- a Đ n Giờ 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 P (kW) 1.600 1.600 1.600 1.600 1.800 2.100 2.000 2.100 2.300 2.800 2.400 2.100 1.900 2.100 2.200 2.300 2.700 3.000 3.500 3.000 2.800 2.800 2.300 2.100 T ng cộng ΔP (kW) 78,695 78,695 78,695 78,695 93,038 125,728 114,535 125,728 149,777 220,877 162,778 125,728 103,991 125,728 137,452 149,777 205,418 253,856 345,103 253,856 220,877 220,877 149,777 125,728 A (kWh) 1.850 1.600 1.600 1.600 1.700 1.950 2.050 2.050 2.200 2.550 2.600 2.250 2.000 2.000 2.150 2.250 2.500 2.850 3.250 3.550 2.900 2.800 2.550 2.200 ΔA (kWh) 102,212 78,695 78,695 78,695 85,867 109,383 120,132 120,132 137,753 185,327 191,828 144,253 114,860 114,860 131,590 143,615 177,598 229,637 299,480 369,730 237,367 220,877 185,327 137,753 54.700 3.725,409 Ta có: - Tổn thất điện năm: ΔAnăm = ΔAngày 341 = 1.270.364 (kWh) (vì hàng năm m i XT có c t điện 24 ngày để công tác); - Thời gian tổn thất công suất cực đại: 1.270.364 = = = 3.681 (h) 345,103 max Qua kết tính tốn thời gian tổn thất công suất cực đại phương pháp, ta thấy số liệu tương đương Tính toán TTĐN: ∆A = ΔPkt.T + ΔPmax τ 17 ảng 3.14 TT S & TTĐ lưới Xu t tuyến T n th t c tải (kW, kVAr) ΔP 476-Hòn La 478-Hòn La 471-Ba Đồn 473-Ba Đồn 475-Ba Đồn 477-Ba Đồn 478-Ba Đồn Tổng ΔQ 3,841 40,355 16,683 46,987 40,645 36,348 47,425 232,284 Xu t tu ến Tỉ lệ TTĐN thực 2017 (%) (1) 476-Hòn La 478-Hòn La 471-Ba Đồn 473-Ba Đồn 475-Ba Đồn 477-Ba Đồn 478-Ba Đồn T ng 5,42 4,30 2,20 2,85 2,88 2,59 2,74 3,09 T n th t điện ΔA (kWh) 22,825 27,421 9,520 20,807 24,187 13,090 22,920 140,770 202.066,7 339.094,3 140.902,6 354.967,0 276.354,8 144.544,1 305.110,4 1.763.040,0 9,956 76,51 41,59 96,047 85,437 67,61 107,158 484,308 3.5.2.3 So sánh kết t nh TTĐ hiệu suất khu vực (HSKV) ảng 3.16 S TT T n th t kh ng tải (kW) ng phần m m PSS/ADEPT TTĐ T lệ ΔA (%) 4,82 2,09 1,22 1,94 1,45 1,72 1,53 1,81 ua công t c nh TTĐ trung p năm 2017 Tỉ lệ TTĐN Tỉ lệ TTĐN thực Tăng giảm tính tốn tháng (+/-) (%) 2018 (%) (2) 4,82 2,09 1,22 1,94 1,45 1,72 1,53 1,81 (3)=(1) - (2) 0,60 2,20 0,99 0,92 1,43 0,87 1,22 1,28 3,72 3,22 1,75 2,11 2,45 2,54 2,37 2,49 Qua kết tính tốn tổn thất điện theo lý thuyết thực tế, nhận thấy kết hai kết có lệch theo Bảng 3.16 Trong kết TTĐN qua công tác hiệu suất khu vực cao Sai lệch sai số hệ thống công tơ ranh giới đầu xuất tuyến tổn thất điện thương mại gây nên (hệ thống cơng tơ đo đếm cháy hỏng, thất vi phạm sử dụng điện) Kết tính tốn TTĐN qua chương trình PSS/ADEPT định hướng để xác định khu vực tuyến trung áp có TTĐN cao qua có giải pháp hợp lý nhằm giảm TTĐN hàng năm 3.6 Kết luận chương Hiện TTĐN lưới điện trung huyện Quảng Trạch 3,09% tổn thất hạ áp 4,75% Kết cho thấy thực trạng TTĐN lưới điện phân phối huyện Quảng Trạch mức trung bình, tổn thất tập trung khu vực sau: 18 - Khu vực hạ áp; - Khu vực trung áp: XT 476-Hòn La, XT 478-Hòn La, XT 473-Ba Đồn, XT 477Ba Đồn, XT 478-Ba Đồn Việc xác định khu vực có tổn thất cao nhằm đưa giải pháp giảm TTĐN, nâng cao điện thương phẩm đáp ứng nhu cầu phụ tải chương 19 CHƯƠNG HỆ THỐNG CÁC GIẢI PHÁP NHẰM GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN QUẢNG TRẠCH 4.1 Các giải pháp t chức 4.1.1 Kiện toàn cơng tác tổ chức 4.1.2 Kiện tồn cơng tác quản lý k thuật 4.1.3 Kiện tồn cơng tác quản lý vận hành i điện phân ph i 4.1.4 Kiện toàn công tác quản lý kinh doanh 4.1.5 Đánh giá hiệu giải pháp tổ chức Rất khó để tính tốn hiệu mang giải pháp tổ chức số tiền cụ thể, theo quan điểm tác giả mang lại hiệu lớn mặt quản lý Khi mà giải pháp Điện lực thực cách thường xuyên, xuyên suốt từ cấp lãnh đạo đến cán cơng nhân viên lưới điện ngày vận hành ổn định, giảm TTĐN, giảm suất cố; từ giảm chi phí kh c phục cố, chi phí sửa chữa thường xuyên, chi phí quản lý, tăng độ tin cậy cung cấp điện, làm tăng lợi nhuận thu nhập người lao động tăng lên Bên cạnh đó, số lượng công tơ điện tử l p nhiều tiết kiệm lượng nhân công lớn việc ghi số công tơ nhập số lên chương trình quản lý kinh doanh Theo định mức lao động Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) chênh lệch nhân cơng ghi số công tơ nhập số công tơ công tơ điện tử 0,02172 công/công tơ/tháng Như vậy, 01 công tơ điện tử l p đặt, thay tiết kiệm 0,02172 công thợ bậc 4/7, tiền lương thợ bậc 4/7 bình quân 5.149.000 đồng/tháng số tiền tiết kiệm 111.841 đồng/tháng 4.2 Các giải pháp kỹ thuật 4.2.1 Lắp đặt tụ ù t ên i h áp Đề xuất bù CSPK sau TBA có SMBA ≥ 250kVA cosφ < 0,92 Để nâng cosφ từ cosφtb ≥ cosφyc , [11, 19, 20] cần lượng CSPK bù sau: yc tb P Qyc S2 Qb Qtb S nh 4.1 Biểu đ vectơ u chỉnh hệ số cơng suất Từ biểu đồ vectơ Hình 4.1, ta có: Qb = Qtb – Qyc = P x tg tb – P x tg yc = P x (tg tb - tg yc) = P x k k = tg tb - tg yc Từ tính hệ số k phụ lục 20 Như vậy, k dung lượng bù cần thiết cho kW công suất tải Từ thông tin khảo sát 11 TBA cần bù; Công suất phụ tải (P); cosφ trước sau l p bù; hệ số k tra bảng tương ứng, ta xác định dung lượng bù cần thiết cho trạm phụ lục Vị trí đặt tụ bù tối ưu nhằm giảm tổn thất nhiều theo qui t c 2/(2n+1) Nghĩa là, lưới điện có phụ tải phân bố đều, l p tụ bù lưới dung lượng tụ bù 2/3 tổng nhu cầu CSPK lưới, vị trí l p đặt tối ưu điểm cách nguồn 2/3 chiều dài toàn tuyến đường dây Áp dụng kết nghiên cứu trên, tác giả xác định dung lượng tụ l p đặt lưới hạ áp sau trạm vị trí l p đặt cách trạm 2/3 chiều dài trục lưới điện hạ áp Tổng dung lượng bù vốn đầu tư theo Bảng 4.1: ảng 4.1 Tổng hợp ung lượng bù vốn đầu tư TT Quy cách tụ Đơn vị T ng dung lượng 04*(6 x 30 kVAr) kVAr 720 01*(5 x 20 kVAr) kVAr 100 02*(6 x 15 kVAr) kVAr 180 01*(4 x 10 kVAr) kVAr 40 07*(3 x 10 kVAr ) kVAr 210 03*(4 x kVAr ) kVAr 60 Suất đầu tư (đồng/kVAr) 590.000 Tổng vốn đầu tư đồng 772.900.000 Khi nâng cao hệ số công suất cosφ giảm ΔP ΔA, cụ thể: Trước bù, TTCS xác định: P P2 U cos R (4.12) R (4.13) Sau bù, TTCS xác định: P P2 U cos 2 P cos ( )2 k P k2 P A k2 A (4.14) 2 P cos Từ biểu thức (4.14), ta tính tốn điện tiết kiệm phụ lục Tổng hợp tiêu giải pháp l p tụ bù hạ áp xem Bảng 4.2 ảng 4.2 Tổng hợp tiêu giải pháp lắp bù hạ áp TT Các tiêu Đơn vị Diễn giải Giá trị TTĐN trước bù kWh 490.537 TTĐN sau bù ĐN tiết kiệm kWh kWh ΔA1 350.452 140.085 21 TT Các tiêu Đơn vị Diễn giải Giá trị Giá mua điện đ/kWh g 1.206,8 Trả nợ vốn đầu tư năm (vay đồng V1 154.580.000 năm) Giá trị làm lợi năm đồng G1 = ΔA1.g-V1 14.474.717 Thời gian thu hồi vốn đầu tư Năm 4,57 4.2.2 Chọn ph ơng thức vận hành hợp ý i trung áp 4.2.2.1 lựa chọn phương n ết lưới Số liệu nguồn, phụ tải kết lưới Trạm 110kV Ba Đồn nâng cơng suất, TBA 110kV Hòn La vừa đưa vào vận hành năm 2014 Bán kính cấp điện TBA 110kV chưa hợp lý Cần chuyển cấp điện phần phụ tải từ TBA 110KV Ba Đồn sang TBA 110kV Hoàn La 4.2.2.2 Phương n ết lưới Với phương thức kết lưới tổn thất công suất ứng với phụ tải cực đại tháng 07/2017 xuất tuyến dùng phần mềm PSS/ADEPT tính tốn phụ lục TTĐN hàng năm tính tốn Bảng 4.3 ảng 4.3 TTĐ the ết lưới 22kV huyện Quảng Trạch T n th t T n th t c tải T n th t điện kh ng T lệ (kW, kVAr) Xu t tuyến ΔA tải ΔA (%) (kWh) ΔP ΔQ (kW) 476-Hòn La 3,841 9,956 22,825 202.066,7 4,82 4 478-Hòn La 40,355 76,51 27,421 339.094,3 2,09 471-Ba Đồn 16,683 41,59 9,520 140.902,6 1,22 473-Ba Đồn 46,987 96,047 20,807 354.967,0 1,94 475-Ba Đồn 40,645 85,437 24,187 276.354,8 1,45 477-Ba Đồn 36,348 67,61 13,090 144.544,1 1,72 478-Ba Đồn 47,425 107,158 22,920 305.110,4 1,53 Tổng 232,284 484,308 140,770 1.763.040,0 1,81 Với phương án kết lưới đáp ứng yêu cầu cấp điện thiếu tính linh hoạt XT 478 Ba Đồn cấp điện vòng qua trạm c t Roòn, TBA 110kV Ba Đồn 110kV Hòn La Từ thực trạng trên, tác giả đề xuất phương án kết lưới sau: 4.2.2.3 Đ xuất phương n ết lưới Xây dựng m ch liên l c: Xây dựng mạch liên lạc từ TBA Cảnh Dương thuộc XT 473 TC Roòn (XT 478 Ba Đồn) đến nối vào TBA Hải Đông thuộc XT 478 Hòn La Chiều dài 0,55 km; kết cấu ĐDK pha, dùng dây dẫn A/XLPE-240, cột BTLT 14m 22 Điểm mở vận hành nhánh rẽ TBA Cảnh Dương thuộc XT 473 TC Roòn (XT 478 Ba Đồn) Như vậy, san phần phụ tải từ XT 473 TC Roòn (XT 478 Ba Đồn) sang cho XT 478 Hòn La M ch liên l c 473- 478 Ba Đồn: Lúc điểm mở tối ưu sau kết lưới DCL 123-4 Pháp Kệ MC 488 Pháp Kệ đóng Tức san phần phụ tải từ XT 473 Ba Đồn sang cho XT 478 Ba Đồn M ch liên l c 473- 475 Ba Đồn: Lúc điểm mở tối ưu sau kết lưới L83 Sân Vận Động DCL 89-4 Chợ Xép đóng Tức san phần phụ tải từ XT 475 Ba Đồn sang cho XT 473 Ba Đồn Với phương án trên, tổn thất công suất ứng với phụ tải tháng 07/2017 xuất tuyến dùng phần mềm PSS/ADEPT tính toán phụ lục TTĐN hàng năm tính tốn Bảng 4.4 ảng 4.4 Tổng TTĐ lưới điện 22kV sau kết lưới the phương n T n th t c tải T n th t T n th t điện T lệ (kW, kVAr) không ΔA (%) tải (kW) (kWh năm) ΔP ΔQ Tổng tổn thất điện 164,27 348,56 149,51 1.588.651 1,63 Như vậy, sau thực kết lại lưới điện theo phương án trên, sản lượng điện tổn thất giảm sau: 1.763.040 - 1.588.651 = 174.389 (kWh/năm) Phương án kết lưới góp phần giảm tổn thất điện nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho lưới điện phân phối huyện Quảng Trạch 4.2.2.4 T nh t n phương n vận hành ựa ết uả T P Để kiểm tra lại kết tính tốn, tác giả thực chạy điểm mở tối ưu với lưới điện 22kV thuật toán TOPO Kết T P hội tụ cho kết sau 17 vòng lặp cho tất vị trí đóng c t (s itch, recloser, LBS…) để tìm tổng tổn thất lưới thấp Kết thực T P lưới phân phối 22kV huyện Quảng Trạch ứng với thời điểm công suất biểu đồ phụ tải điển hình tháng 07/2017 theo Phụ lục 10 Kết T P cho điểm mở tối ưu cụ thể sau: - Tổn thất công suất xuất tuyến trước tái cấu trúc lưới điện: S = 167,7 + j347,3 (kVA) - Tổn thất công suất xuất tuyến sau tái cấu trúc lưới điện: S = 164,27 + j348,56 (kVA) 4.2.2.5 Phân tích tài phương n ết lưới Qua phân tích, tính tốn tiêu trường hợp phần 4.2.2 nhận thấy phương án kết lưới đảm bảo giảm TTĐN nâng cao độ tin cậy cung cấp điện Hiệu phương án sau: - Lượng điện tiết kiệm năm: ΔA2 = 174.389 (kWh/năm) 23 - Giá mua điện nội năm 2017 : g = 1.206,8 đ/kWh - Chi phí trả nợ vốn đầu tư năm (vay năm): V2 = 107.434.800 (đ/năm) - Giá trị làm lợi năm : G2 = ΔA2*g-V=103.017.800 (đ/năm) 4.3 Tính toán hiệu sau áp dụng giải pháp 4.3.1 ính ợng tổn thất điện giảm hàng năm 4.3.1.1 Giải pháp bù hạ áp Tổn thất điện giảm giải pháp bù hạ áp: ∆A1 = 140.085 (kWh/năm) 4.3.1.2 Giải pháp kết lưới trung áp tối ưu ∆A2 = 174.389 (kWh/năm) Tổng lượng điện tiết kiệm năm: ΔATK ∑ = 314.474 (kWh/năm) 4.3.2 Giá trị làm lợi hàng năm - Giá trị làm lợi giảm TTĐ G = ΔATK ∑ * g Với:  ΔATK ∑ = 314.474 (kWh/năm)  g giá mua điện bình quân năm 2017, g = 1.206,8 (đ/kWh) G = ΔATK ∑* g = 379.507.000 (đồng) - Chi phí trả nợ vay vốn đầu tư tr ng năm (thời hạn vay năm) V = V1 + V2 = 154.580.000 + 107.434.800 = 262.014.800 (đồng) - Giá trị làm lợi tr ng năm G – V = 379.507.000 – 262.014.000 = 117.492.200 (đồng) 4.4 Kết luận chương Trong nội dung luận văn tác giả ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT để mô tính tốn phân bổ cơng suất, TTĐN lưới phân phối huyện Quảng Trạch, từ đề xuất giải pháp thực giảm TTĐN mang tính khả thi, cụ thể sau: - Xây dựng mạch liên lạc: Xây dựng mạch liên lạc từ TBA Cảnh Dương thuộc xuất tuyến 473 TC Roòn (XT 478 Ba Đồn) đến nối vào TBA Hải Đông thuộc xuất tuyến 478 Hòn La Chiều dài 0,55 km; kết cấu ĐDK pha, dùng dây dẫn A/XLPE-240, cột BTLT 14m Điểm mở vận hành nhánh rẽ TBA Cảnh Dương thuộc XT 473 TC Roòn (XT 478 Ba Đồn) Như vậy, san phần phụ tải từ XT 473 TC Roòn (XT 478 Ba Đồn) sang cho XT 478 Hòn La - Ưu tiên bù hạ áp TBA có cơng suất ≥ 250 kVA, hệ số cosφ < 0,92, bù cố định kết hợp với điều chỉnh Kết giải pháp giảm TTĐN, hiệu làm lợi mang lại năm khoảng 117.492.200 đồng Như vậy, giải pháp giảm tổn thất điện Luận văn tác giả đề xuất mang tính khả thi cao triển khai thực đơn vị 24 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Kết luận Luận văn với Đề tài “Cá giải pháp giảm tổn thất điện ho i điện i phân ph i huyện Quảng Tr ch tỉnh Quảng Bình” thực nhằm đề xuất giải pháp áp dụng để quản lý vận hành lưới điện phân phối hiệu tin cậy Đề tài nghiên cứu chi tiết, cụ thể trạng lưới điện phân phối huyện Quảng Trạch để đề xuất số giải pháp áp dụng vào công tác QLVH, QLKD điện đơn vị sở khâu phân phối điện cấp Điện lực trực thuộc Công ty Điện lực tỉnh Kết đạt đề tài sau: Khảo sát, thu thập số liệu công tác quản lý vận hành, quản lý kinh doanh điện Điện lực Quảng Trạch Phân tích, đánh giá TTĐN thực tế TTĐN qua tính tốn chương trình PSS/ADEPT Qua xác định TTĐN nằm khu vực cụ thể, yêu cầu có giải pháp hợp lý giảm TTĐN hàng năm Đề xuất hệ thống giải giảm tổn thất điện LĐPP Kết giải pháp kỹ thuật đề xuất để giảm TTĐN tính sơ hiệu làm lợi mang lại năm khoảng 117.492.200 đồng Ngoài ra, triển khai hệ thống giải pháp nêu nâng cao độ tin cậy cấp điện, giảm đáng kể chi phí vận hành sửa chữa cho hệ thống phân phối Điện lực Quảng Trạch Tại huyện Quảng Trạch, với tốc độ tăng trưởng phụ tải bình quân hàng năm khoảng (9-11)% hiệu đề tài giúp giảm tổn thất điện có ý nghĩa lớn việc giảm áp lực cung ứng điện cho phát triển kinh tế-xã hội Giúp ngành Điện giảm bớt áp lực vốn đầu tư cải tạo nâng cấp LĐPP giảm chi phí nhiên liệu phục vụ phát điện (than, dầu, khí ) Về mơi trường: Việc tiết kiệm điện góp phần bảo vệ mơi trường giảm lượng khí thải gây hiệu ứng nhà kính (C 2) Kiến nghị Đề nghị Cơng ty Điện lực Quảng Bình sớm cho đánh giá để triển khai hệ thống giải pháp nghiên cứu đề xuất Luận văn này, nhằm đưa kết nghiên cứu vào thực tiễn nhằm giải vấn đề cấp bách giảm TTĐN Kính đề nghị QBPC cho ban hành quy định triển khai đến Điện lực trực thuộc ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính tốn lựa chọn vị trí l p đặt tụ bù lưới hạ áp TBA có tổn thất từ ≥ 6% nhằm giảm tổn thất điện lưới hạ áp ... lưới điện phân phối Phạm vi nghiên cứu: Nghiên cứu tổn thất điện lưới điện phân phối tính khả thi giải pháp kỹ thuật để giảm tổn thất điện cho lưới điện phân phối khu vực huyện Quảng Trạch, tỉnh. .. ơng 1: Tổng quan tổn thất công suất tổn thất điện lưới điện phân phối - Ch ơng 2: Phần mềm tính tốn tổn thất điện giải pháp giảm tổn thất công suất, giảm tổn thất điện lưới điện phân phối - Ch... trưng cho lưới điện phân phối huyện Quảng Trạch Phân tích thực trạng, xác định nguyên nhân gây nên tổn thất lưới điện phân phối huyện Quảng Trạch Nghiên cứu giải pháp áp dụng để giảm tổn thất điện