Nghiên cứu các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối thành phố Đồng Hới

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA ĐINH XUÂN HỢI NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ ĐỒNG HỚI 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: TS ĐOÀN ANH TUẤN Phản biện 1: TS TRẦN VINH TỊNH Phản biện 2: TS LÊ KỶ 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 Trong năm vừa qua, với tốc độ tăng trưởng GDP trung bình hàng năm tỉnh Quảng Bình đạt khoảng 7,5%, nhu cầu lượng tiếp tục tăng với tốc độ trung bình 10% Theo Quy hoạch lưới điện tỉnh Quảng Bình giai đoạn 20162025, có xét đến 20 đ Bộ Công Thư ng ph uyệt, ự báo nhu cầu sử dụng điện tỉnh Quảng Bình tăng bình quân khoảng 15,4%/năm giai đoạn 2016 - 2020, khoảng 12,1 %/năm giai đoạn 2021 - 2025 khoảng 7,6%/ năm giai đoạn 2026-2030 [13] Để đáp ứng đủ nhu cầu lượng theo yêu cầu việc phát triển nguồn, lưới phải thực tiết kiệm sử dụng lượng hiệu Điều đ Chính phủ thể chế hố Luật điện lực ban hành tháng năm 2005 Quốc hội thông qua Luật “Sử dụng lượng tiết kiệm hiệu quả”, thức có hiệu lực từ ngày 01/01/2011 Trong ngành điện phải xây dựng chư ng trình, kế hoạch, định mức lộ trình cụ thể nhằm giảm tổn thất điện hệ thống truyền tải phân phối điện [7] Tổng công ty Điện lực miền Trung (EVNCPC) đặt mục tiêu phải giảm tỷ lệ tổn thất điện đến mức thấp Cụ thể năm 2017, tổng cơng ty Điện lực miền Trung giao cho công ty Điện lực Quảng Bình thực tỷ lệ tổn thất điện phải mức 5,93%, lộ trình đền năm 2020 phải thực mức 5% Đây biện pháp tối ưu hóa chi phí mà EVNCPC đặt năm [17] Do cần phải nghiên cứu, đưa giải pháp giảm tổn thất điện phù hợp với khu vực đ n vị Thành phố Đồng Hới địa bàn tập trung phụ tải lớn cơng ty Điện lực Quảng Bình, chiếm khoảng 37% tổng sản lượng cơng ty Điện lực Quảng Bình, tổn thất điện thực năm 2017 đạt 3,87% tư ng đối cao so với lộ trình đến năm 2020 phải thực Điện lực 3,37% [16] Trong năm gần nhu cầu điện tăng cao, hệ thống lưới điện đ vận hành lâu năm, xây ựng chắp vá chưa theo kịp quy hoạch, chưa đáp ứng yêu cầu chất lượng cung cấp điện dẫn đến tổn thất điện cao Do vậy, cần thiết phải tính tốn đưa giải pháp giảm tổn thất tối ưu nhằm đáp ứng yêu cầu cung cấp điện an toàn, ổn định, liên tục chất lượng tốt để phục vụ trị, an ninh quốc phòng, phát triển kinh tế xã hội nhu cầu sinh hoạt nhân dân tỉnh nói chung tr n địa bàn thành phố Đồng Hới nói riêng Tr n lý o học viên chọn đề tài “Nghiên cứu giải pháp giảm tổn thất điện lưới điện phân phối thành phố Đồng Hới” cho luận văn tốt nghiệp Mụ đ h n hi n ứu Mục đích luận văn nghi n cứu c sở lý thuyết, sử dụng số phần mềm ứng dụng (CMIS , MDMS, PSS/ADEPT) để phân tích tổn thất tr n LĐPP TP Đồng Hới Đề xuất số giải pháp giảm tổn thất điện cách hữu hiệu nhằm giúp TP Đồng Hới triển khai thực hiệu h n công tác giảm tổn thất điện năm Đối tượng phạm vi nghiên cứu Đối tượng nghiên cứu đề tài phư ng pháp tính tốn tổn thất cơng suất, tổn thất điện tr n lưới phân phối giải pháp giảm tổn thất điện công tác quản lý vận hành lưới điện phân phối Phạm vi nghiên cứu đề tài: lưới điện trung áp khu vực TP Đồng Hới hư n h n hi n ứu Sử dụng phư ng pháp nghi n cứu thực nghiệm: Phư ng pháp nghi n cứu lý thuyết: Nghiên cứu tài liệu, sách báo, giáo trình,…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 Phư ng pháp thực nghiệm: Áp dụng lý thuyết đ nghi n cứu, sử dụng phần mềm PSS/ADEPT chư ng trình MDMS, CMIS để thao tác tính tốn tổn thất cơng suất tổn thất điện năng, điểm mở tối ưu nhằm đánh giá hiệu công tác quản lý vận hành lưới phân phối lưới điện sau áp dụng giải pháp giảm tổn thất điện Dự kiến kết đạt Đề xuất giải pháp để giảm TTĐN LĐPP TP Đồng Hới, tỉnh Quảng Bình giúp Điện lực Đồng Hới nói ri ng Cơng ty Điện lực Quảng Bình nói chung hoàn thành tốt tiêu tổn thất điện EVNCPC giao, tối ưu hóa chi phí, nâng cao lợi nhuận cho doanh nghiệp Bố cục luận văn Bố cục luận văn phần mở đầu kết luận chung, nội dung luận văn biên chế thành chư ng sau: Chư ng 1: Tổng quan trạng LĐPP khu vực TP Đồng Hới Chư ng 2: Tính tốn, phân tích, đánh giá trạng TTĐN LĐPP khu vực TP Đồng Hới Chư ng : Đề xuất giải pháp giảm TTĐN LĐPP khu vực TP Đồng Hới CHƯƠNG TỔNG QUAN HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU VỰC TP ĐỒNG HỚI 1.1 Đặ điểm tự nhiên thành phố Đồng Hới 1.1.1 Vị trí địa lý - kinh tế * Vị trí địa lý Thành phố Đồng Hới, thuộc tỉnh Quảng Bình nằm quốc lộ 1A, Đường sắt Thống Bắc Nam đường Hồ Chí Minh, có vị trí địa lý 17o21’ vĩ độ bắc 106o10’ kinh độ đông Thành phố có vị trí trung tâm tỉnh Quảng Bình, cách khu du lịch di sản thiên nhiên giới vườn quốc gia Phong nha - Kẻ Bàng 50 km, cách khu du lịch suối Bang 50 km, cách khu cụm Cảng biển Hòn La 60 km cửa quốc tế Cha Lo 180 km, Đồng Hới nằm dọc bờ biển, có sơng Nhật Lệ chảy lòng thành phố, bờ biển với chiều dài 12 km phía Đông thành phố hệ thống sông, suối, hồ, rừng nguyên sinh phía tây thành phố thích hợp cho phát triển du lịch, nghỉ ng i, giải trí 1.1.2 Điều kiện tự nhiên * Diện tích tự nhiên: 155,54 km2 * Dân số: 10 988 người * Địa hình, địa chất: Địa hình, địa chất Đồng Hới đa ạng bao gồm vùng gò đồi, vùng bán s n địa, vùng đồng vùng cát ven biển 1.2 Giới thiệu Điện lự Đồng Hới 1.2.1 Chức năng, nhiệm vụ tổ chức máy Điện lực a Chức năng: b Nhiệm vụ: c Tổ chức quản lý Điện lực Đồng Hới: 1.2.2 Khối lượng quản lý vận hành hệ thống điện Điện lực Đồng Hới cấp điện 02 trạm 110kV Đồng Hới Bắc Đồng Hới có tổng cơng suất 105MVA (2x40 + 1x25 MVA) thông qua 11 xuất tuyến 22kV 02 xuất tuyến 35kV (1 xuất tuyến chủ yếu cấp điện cho Trạm trung gian Hoàn Lão - Điện lực Bố Trạch, xuất tuyến cấp điện dự phòng cho Đài phát sóng trung có thời gian hoạt động khơng liên tục), phạm vi cấp điện, khối lượng lưới điện xuất tuyến phụ lục 1.3 Tình hình thực nhiệm vụ sản xuất kinh doanh 1.3.1 Tình hình thực tiêu SXKD năm 2015, 2016 2017 Các tiêu sản xuất kinh oanh năm 2015, 2016 2017 Điện lực Đồng Hới Bảng 1.3 ng 1.3 Các tiêu SXKD thực năm 2015, 2016 2017 TT Các tiêu Đ n vị 2015 2016 2017 01 Điện thư ng phẩm kWh 169.902.099 177.627.187 197.859.833 02 03 Điện tổn thất Giá bán bình quân % đ/kWh 4,25 1.752,16 5,17 1.798,1 3,87 1.819,25 04 05 06 Tỉ lệ thu tiền điện Tăng trưởng Số KH % % KH 99,95 9,3 41.441 100,18 4,55 42.767 100,03 11,39 44.285 Trong năm 2016, tốc độ tăng trưởng thư ng phẩm thấp so với năm 2015 thấp giai đoạn 2015 - 2017, nguyên nhân ảnh hưỡng cố môi trường biển năm 2016 làm ngành du lịch, dịch vụ sản xuất bị đình trệ (tốc độ tăng trưởng bình quân giai đoạn khoảng 8,41%/năm) 1.3.2 Tình hình thực TTĐN năm 2015, 2016 2017 Hiện tổn thất điện Điện lực tính tốn theo 02 phư ng pháp sau: 1.3.2.1 Khái niệm cách tính tổn thất điện theo phiên kinh doanh: 1.3.2.2 Khái niệm cách tính tổn thất theo phiên 01 hàng tháng: 1.3.2.3 Số liệu TTĐN Điện lực Đồng Hới năm 2015, 2016, 2017 ng 1.4 TTĐN năm 2015, 2016 2017 theo phiên kinh doanh TT Thông số Đ n vị Sản lượng TTĐN kWh Tỷ lệ 2015 2016 2017 9.154.958 11.906.519 9.990.384 4,24 5,17 3,88 % ng 1.5 TTĐN năm 2015, 2016 2017 theo phiên 01 hàng tháng TT Khu vự TTĐN Đ n vị TTĐN hạ áp kWh Tỷ lệ TTĐN trung áp kWh kWh Tỷ lệ 2017 3.564.296 3.448.107 3,50 2,88 2,57 5.519.971 5.567.891 5.902.635 2,51 2,42 2,29 9.188.483 9.132.187 9.350.742 4,25 4,96 3,63 % TTĐN tổng 2016 4.050.969 % Tỷ lệ 2015 % Nhận xét công tác giảm TTĐN: Tổn thất điện Đồng Hới có tăng năm 2016 giảm sâu năm 2017, năm 2016 thực 4,96% tăng 0,71% so với năm 2015, năm 2017 thực 3,63% giảm 1,33% so với năm 2016 1.4 T n thất n u n nh n 1.4.1 Tổn t t t n thất t uật 1.4.2 Tổn t t t ng m i 1.4.3 Các ếu tố ản ng đến trị ố TTCS 1.4.3.1 Quan hệ phương pháp tính tốn TTCS TTĐN 1.4.3.2 Các ếu tố nh hư ng đến tr số TTCS 1.4.4 Các ếu tố ản ng đến trị ố TTĐN 1.5 T nh t n TTCS t n 151 C ng P ng uản vận hành LĐ á giải c ng tr n tín t án 1.5.3 Xác địn TTCS tr ng điều iện vận àn 1.6 C hư n h t nh t n TTĐN t n LĐ 1.6.1 P ng pháp phân tíc 1.6.2 P ng 1.6.3 P ng t ng c ng tr n tín t án nđ t ị ng điện trung i gian tổn t t n n ng 1.6.4 P ng đư ng c ng tổn t t 1.6.5 P ng tín t án TTĐN t e qu định EVN Do đặc thù lưới điện phân phối có khối lượng đường dây trạm biến áp phụ tải lớn, công suất phụ tải biến đổi liên tục theo thời gian nên phạm vi sai số cho phép công tác quản lý vận hành quản lý kinh oanh điện năng, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đ định số 994/QĐ-EVN ngày 15/9/2009 EVN việc tính tốn TTĐN kỹ thuật tr n lưới điện, sử dụng thống phư ng pháp tính tổn thất điện sau [15]: 24 A Ati = Ao ΔP0.T +ΔPMax T.Kđt (1.25) i o 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 24 K đt ( Si ) x Smax 24 (1.26)  Si, Smax : giá trị phụ tải đầu xuất tuyến thời điểm ti tmax 1.7 Kết luận Chư ng đ đề cập đến đặc điểm, vai trò lưới điện phân phối, yếu tố ảnh hưởng, phư ng pháp lý thuyết tính tốn tổn thất công suất, tổn thất điện lưới điện phân phối quy định hành Tập đồn Điện lực Việt Nam việc tính tốn TTĐN lưới điện Các nguy n nhân gây TTĐN bao gồm dạng : + Tổn thất kỹ thuật: Là tổn thất điện o kỹ thuật công nghệ gây trình truyền tải phân phối điện + Tổn thất phi kỹ thuật: tổn thất điện trình truyền tải phân phối khơng hồn thiện hệ thống đo đếm điện năng, o công tác quản lý Công ty Điện lực, khách hàng vi phạm quy chế sử dụng điện Vấn đề nghiên cứu, áp dụng giải pháp để giảm tỷ lệ TTĐN xuống mức hợp lý có ý nghĩa lớn vận hành lưới điện, bao gồm biện pháp cần đầu tư không cần đầu tư Trong luận văn tác giả tiếp tục nghi n 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 tr n địa bàn Điện lực Đồng Hới quản lý CHƯƠNG TÍNH TỐN, PHÂN TÍCH, ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU VỰC TP ĐỒNG HỚI 2.1 Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT 2.1.1 Giới thiệu chung phần mềm PSS/ADEPT 2.1.2 Các ước thực phần mềm PSS/ADEPT 2.1.3 Ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT tính tốn trà lưu công u t, ng án ết lưới tối ưu 2.2 T nh t n TTĐN trạn LĐ PSS/ADEPT 2.2.1 P ng khu vự T Đồng Hới phần mềm t u t ập số liệu tính tốn - Đối với xuất tuyến 35kV, 22kV trạm biến áp phân phối có lắp đặt đo xa thu thập số liệu òng điện, điện áp, công suất, cosφ 30 phút hàng ngày thông qua hệ thống đo xa - Số liệu điện ti u thụ hàng tháng, òng điện, điện áp, cosφ trạm biến áp phân phối thu thập thông qua hệ thống đo xa MDMS, chư ng trình CMIS 3.0 - Cơng suất sử dụng khách hàng ao động lớn theo ngày, đ m thay đổi năm, cần xây dựng phụ tải điển hình theo mùa theo tháng năm - Khí hậu tỉnh Quảng Bình có mùa rõ rệt mùa hè mùa đông, mùa hè từ tháng đến tháng mùa đông từ tháng 10 đến tháng năm sau Do tác giả đ thu thập liệu xây ựng đồ thị phụ tải điển hình xuất tuyến theo mùa tr n, nhi n o hệ thống đo xa hoàn thiện vào cuối năm 2017, nên tác giá lấy số liệu mùa hè từ tháng đến tháng 7, số liệu mùa đông từ tháng đến tháng năm 2018 - Sau tiến hành thu thập xử lý số liệu công t xuất tuyến 471478 TBA 110kV ĐH, xuất tuyến 471, 47 , 477 TBA 110kV BĐH, ta có bảng cơng suất phụ tải hàng giờ, đồ thị phụ tải ngày điển hình lưới điện 35kV, 22kV lưới điện tổng thể TP Đồng Hới sau: Đồ thị phụ tải ngày điển lưới 5kV TP Đồng Hới 8000 7000 6000 5000 Phè (kW) 4000 Qhè (kVAr) 3000 Pđông (kW) 2000 Qđông (kVAr) 1000 t(h) 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Hình 2.13 Đồ thị phụ tải ngày điển hình lưới điện 35kV TP Đồng Hới Đồ thị phụ tải ngày điển hình lưới 22kV TP Đồng Hới 35000 30000 25000 Phè (kW) 20000 Qhè (kVAr) 15000 Pđông (kW) 10000 Qđông (kVAr) 5000 t(h) 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Hình 2.14 Đồ thị phụ tải ngày điển hình lưới điện 22kV TP Đồng Hới 10 2.2.2 S đ tính tốn Lưới điện thành phố Đồng Hới hầu hết xuất tuyến liên kết mạch vòng với nhau, vận hành hình tia, phư ng thức vận hành c phụ lục kèm theo 2.2.3 P ng tín t án TTĐN Chọn xuất tuyến 471 trạm biến áp 110kV Đồng Hới để tính TTĐN khoảng thời gian từ 01/1/2018 – 1/8/2018 theo phư ng pháp sau: a Tính tốn TTĐN theo hướng dẫn EVN: - Căn định số 994/QĐ-EVN ngày 15/9/2009 EVN việc tính tốn TTĐN kỹ thuật tr n lưới điện, TTĐN xác định: ∆A ∆Po x T ∆Pmax x Kđt x T - Tỷ lệ tổn thất điện kỹ thuật: % x100% + Với A (kWh) điện nhận lưới điện khoảng thời gian T Đối với xuất tuyến 471 trạm biến áp 110kV Đồng Hới: - Tổng tổn hao không tải : ∆Po 35,847 (kW) - Tính phần mềm PSS/ADEPT chế độ mùa hè có: - Mùa hè: từ 01/4/2018 đến 31/8/2018 ∆Pmax hè = 48,53 (kW) + Kđt hè = 0,709 + thời gian tính tốn Thè= 153 x 24 = 3.672(h) ∆Ahè = 35,847x3.672 + 48,53 x 0,709 x 3.672 = 257.975,5 (kWh) - Công suất nhận xuất tuyến 471 mùa hè: Ahè = 14.814.384 (kWh) - Tổn thất xuất tuyến 471 là: he % 257.975,5 x100% 1, 74% 14.814.384 b Tính TTĐN theo phụ tải ngày điển hình: - Phụ tải ngày điển hình mùa hè xuất tuyến 471 trạm biến áp 110kV Đồng Hới Hình 11 Đồ thị phụ tải ngày điển hình mùa hè XT 471 ĐH 6000 5000 4000 3000 P (kW) Q (kVAr) 2000 1000 t(h) 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Hình 2.16 Đồ thị phụ tải ngày điển hình mùa hè XT 471 Đồng Hới Điện tiêu thụ ngày diện tích vùng giới hạn đường đặc tuyến P(t), trục hoành đường thẳng t=1, t=24 Diện tích tổng 24 diện tích hình thang vng giới hạn đường đặc tuyến P(t), trục hoành đường thẳng t=i, t=i-1, i=1÷24 24 A= (Pi i Pi ) i (i 1) = 2 24 (Pi (2.1) Pi ) i Kết tính tốn tổn thất công suất ΔP theo P từ phần mềm PSS/ADEPT ngày điển hình mùa hè mùa đơng bảng sau ng 2.1 ết qu tính tốn ΔP theo P ngà điển hình mùa hè Giờ P(kW) ∆ (kW) 3937 28,016 3692 24,583 3527 22,409 3461 21,570 3372 20,443 3295 19,516 3637 23,838 3933 27,952 4516 37,071 10 4708 40,378 12 Giờ P(kW) ∆ (kW) 11 5061 46,806 12 4694 40,132 13 4581 38,208 14 4795 41,907 15 5151 48,546 16 5055 46,689 17 4807 42,121 18 4254 32,845 19 4054 29,744 20 4330 34,204 21 4450 35,972 22 4787 41,752 23 4833 42,582 24 4327 33,958 Từ số liệu đồ thị Hình ΔP (kW) , ta xây dựng được: Đồ thị đường cong tổn thất 60.000 50.000 40.000 30.000 20.000 10.000 0.000 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 t (h) Hình 2.17 Đồ thị tổn thất cơng suất ngày điển hình mùa hè XT 471 Đồng Hới Giá trị tổn thất điện ngày iện tích vùng giới hạn đường đặc tuyến ΔP(t), trục hoành đường thẳng t=1, t=24 Diện tích tổng 13 24 diện tích hình thang vng giới hạn đường đặc tuyến ΔP(t), trục hồnh đường thẳng t=i, t=i-1, i=1÷24 ΔA = 24 ( Pi i Pi ) i (i 1) = 2 24 ( Pi (2.2) Pi ) i Áp dụng công thức (2.1) (2.2), ta tính bảng số liệu sau: ng 2.2 Tính tốn điện tiêu thụ tổn thất điện ngà điển hình mùa hè XT 471 Đồng Hới Giờ 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 - P (kW) ∆ (kW) 3937 28,016 3692 24,583 3527 22,409 3461 21,57 3372 20,443 3295 19,516 3637 23,838 3933 27,952 4516 37,071 4708 40,378 5061 46,806 4694 40,132 4581 38,208 4795 41,907 5151 48,546 5055 46,689 4807 42,121 4254 32,845 4054 29,744 4330 34,204 4450 35,972 4787 41,752 4833 42,582 4327 33,958 T n ộn Tổn thất điện mùa hè: + ΔAhè ΔPoxThè ΔAtngày hè Thè A (kWh) 4131,8 3814,4 3609,4 3493,8 3416,2 3333,5 3465,9 3785,0 4224,6 4612,0 4884,5 4877,5 4637,2 4687,8 4973,0 5103,3 4931,1 4530,2 4153,9 4192,3 4390,4 4618,8 4810,2 4579,9 103.256,8 ∆A (kWh) 30,987 26,300 23,496 21,990 21,007 19,980 21,677 25,895 32,512 38,725 43,592 43,469 39,170 40,058 45,227 47,618 44,405 37,483 31,295 31,974 35,088 38,862 42,167 38,270 821,242 14 ΔAhè = 35,847 x 153 x 24 + 821,242 x 153 = 257.280,2 (kWh) he ` % 258.280, x100% 1, 74% 14.814.384 Qua kết tính toán tổn thất điện xuất tuyến 471 trạm biến áp 110kV Đồng Hới theo phư ng pháp tư ng đư ng Vì thế, ta thực tính tốn tổn thất điện cho lưới điện TP Đồng Hới theo định số 994/QĐ-EVN ngày 15/9/2009 EVN T nh t n TTĐN - Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính TTĐN lưới điện ng 2.5 TTĐN lưới điện thành phố Đồng ới tháng năm 2018 Sản ượn t n thất (t iệu kWh) TT 10 11 12 T n xuất tu ến 471/ĐH 472/ĐH 47 /ĐH 474/ĐH 475/ĐH 476/ĐH 477/ĐH 478/ĐH 471/BĐH 47 /BĐH 477/BĐH 72/ĐH T n ộn 2.2.4 S án m đôn 2018 (T1-3) 109,593 23,594 108,090 73,040 86,070 69,675 43,331 77,458 48,415 78,437 104,551 136,387 958,640 th n m h 2018 (T4-8) 258,022 57,779 230,766 155,061 186,118 166,159 95,248 206,111 113,773 227,173 201,862 307,239 2.205,310 tháng năm 2018 367,615 81,372 338,855 228,101 272,189 235,835 138,579 283,568 162,188 305,610 306,413 443,626 3.163,950 Sản ượn th nh i th n năm 201 (t iệu kWh) 20.802,068 13.817,112 15.284,165 13.648,582 13.783,381 15.502,035 6.062,411 16.258,723 9.777,932 13.485,379 13.407,747 32.587,533 184.417,068 Tỷ ệ TTĐN (%) 1,77 0,59 2,22 1,67 1,97 1,52 2,29 1,74 1,66 2,27 2,29 1,36 1,72 ết t ực iện ết tín t án t e tín VN Qua kết thực tổn thất điện tháng đầu năm 2018, ta có bảng so sánh kết thực kết tính tốn theo cách tính EVN phần mềm PSS/ADEPT bảng sau: 15 ng 2.6 So sánh TTĐN lưới điện trung áp Đồng ới thực tế tính tốn TT 10 11 12 T n xuất tu ến 471/ĐH 472/ĐH 47 /ĐH 474/ĐH 475/ĐH 476/ĐH 477/ĐH 478/ĐH 471/BĐH 47 /BĐH 477/BĐH 72/ĐH Lưới trung áp Tỷ ệ TTĐN thự tế (%) 2,63 1,39 2,83 1,97 2,43 1,7 2,61 2,14 2,03 1,97 4,28 1,9 2,26 Tỷ ệ TTĐN tính tốn (%) 1,77 0,59 2,22 1,67 1,97 1,52 2,29 1,74 1,66 2,27 2,29 1,36 1,72 Tăn / iảm (+/-) 0,86 0,80 0,61 0,30 0,46 0,18 0,32 0,40 0,37 (0,30) 1,99 0,54 0,54 Qua kết tính tốn tổn thất điện theo lý thuyết thực tế, nhận thấy kết hai kết có lệch theo Bảng 2.6 Việc sai lệch sai số hệ thống công t ranh giới đầu xuất tuyến, o đóng mạch vòng cấp tải qua lại xuất tuyến mạch vòng liên lạc khơng có cơng t đo đếm tổn thất điện thư ng mại gây nên (hệ thống công t đo đếm hỏng hóc, thất vi phạm sử dụng điện …) Tuy nhiên việc sai lệch không lớn chấp nhận Coi kết tính tốn TTĐN qua chư ng 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 TTĐN ưới điện hạ áp - Tổn thất phần 0,4 kV giảm dần qua năm, năm 2016: 2,88%; năm 2017: 2,48% ; tháng 2018: 2,46% - Số liệu quản lý vận hành TBA công cộng sau: Năm 2017: 270 trạm; năm 2018: 285 trạm - Số liệu thực TTĐN TBA công cộng Điện lực Đồng Hới năm 2017 lũy kế tháng 2018 thể bảng sau: 16 B ng 2.7: TTĐN T A công cộng năm 2017 năm 2018 175 3% < TTĐN < 4% 68 4% < TTĐN < 5% 21 5% < TTĐN < 6% 210 58 16 Năm 0% < TTĐN TTĐN < 3% 2017 2018 T T 2.4 Kết luận Để tính tốn cách xác chế độ vận hành hệ thống điện, điều quan thu thập thơng số đầu vào xác Các số liệu nguồn lưới điện dễ àng xác định có s đồ lưới điện chi tiết Việc thống kê, xác định giá trị phụ tải lưới điện phân phối thời điểm tính tốn gặp nhiều khó khăn o thiết bị đo đếm chưa lắp đặt đầy đủ, khối lượng tính tốn lớn Chính thế, luận văn đ thu thập thông số vận hành xuất tuyến trung áp trạm biến áp phụ tải qua hệ thống đo xa MDMS, chư ng trình quản lý kinh oanh CMIS theo mùa mưa mùa nắng tháng năm 2018 Như vậy, TTĐN tr n lưới điện trung thành phố Đồng Hới 2,26% tổn thất hạ áp 2,46% Kết cho thấy thực trạng TTĐN lưới điện phân phối thành phố Đồng Hới mức cao Trong tổn thất tập trung khu vực sau: - Khu vực hạ áp; - Khu vực trung áp: 471//ĐH, 472/ĐH, 47 /ĐH, 475/ĐH, 477/BĐH Việc xác định khu vực có tổn thất cao tr n nhằm đưa giải pháp giảm TTĐN, nâng cao điện thư ng phẩm đáp ứng nhu cầu phụ tải chư ng CHƯƠNG ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG CÔNG TÁC QUẢN LÝ VẬN HÀNH LĐPP THÀNH PHỐ ĐỒNG HỚI 3.1 Các giải pháp t chức 3.1.1 Kiện tồn cơng tác tổ chức - Kiện tồn Tiểu ban giảm TTĐN Điện lực, Giám đốc Điện lực trưởng tiểu ban, thành viên bao gồm: Phó giám đốc, trưởng phỏng, đội trưởng sản xuất 17 khu vực Phân công trách nhiệm thành viên cụ thể, rõ ràng ứng với vị trí, phạm vi công việc - Họp Tiểu ban định kỳ từ ngày 6-10 hàng tháng Đánh giá kết thực hiện, đối chiếu phân tích nguy n nhân đâu TTĐN kỹ thuật, phi kỹ thuật - Giao ti u TTĐN đến đ n vị cá nhân - Có chế độ khen thưởng kịp thời chế tài xử phạt nghi m minh theo quy chế Cơng ty Điện lực Quảng Bình 3.1.2 Kiện tồn cơng tác quản phối t uật, quản lý vận àn lưới điện phân - Phư ng thức vận hành c phải phư ng thức tối ưu nhất, tính tốn cụ thể phư ng án kết lưới để so sánh Ưu ti n cấp điện cho xuất tuyến có thư ng phẩm lớn, giá bán điện cao - Khai thác hệ thống bù có tối ưu hợp lý, đảm bảo hệ số đảm bảo cosφ 0,98 xuất tuyến không xảy bù - ây ựng phư ng án giảm TTĐN mặt kỹ thuật có vốn đầu tư thấp như: Kết lại lưới điện khu vực, xóa lưới chữ để giảm bám kính cấp điện, vệ sinh, xử lý tiếp xúc Các phư ng án đảm bảo tính kịp thời, hiệu - Phòng KH-KT, KD phối hợp với đội sản xuất để thống k , đo mức độ mang tải TBA chuyên dùng khối c quan hành làm việc với khách hàng để đấu nối khai thác phần công suất thừa nhằm hạn chế non tải MBA đồng thời giảm bán kính cấp điện, giảm chi phí đầu tư TBA 3.1.3 Công tác quản lý kinh doanh 3.1.3.1 Công tác tổng hợp, phân tích TTĐN - Hàng tháng, nghiêm túc thực cơng tác tổng hợp, phân tích, xác định nguyên nhân xử lý kịp thời khách hàng có lượng điện thư ng phẩm tiêu thụ bất thường, TBA phụ tải có tổn thất âm, TBA thị trấn >5%, TBA khu vực thành phố >4.5%, TBA có biến động 50% so với lũy kế tháng trước 3.1.3.2 Công tác ghi chữ phúc tra ghi chữ - Sau nhập số, phải kiểm soát sản lượng bất thường trước in hóa đ n tổ chức phúc tra kịp thời - Phải hoàn thành việc cập nhật khách hàng biến động theo mã trạm vòng 30 ngày kế có thay đổi kết lưới san tải, bổ sung trạm 18 - Thực khai thác tốt h n hệ thống thu thập liệu từ xa MDMS, lắp đặt mở rộng MDMS, lắp đặt xen kẽ công t điện tử RF-Spider để đảm bảo đến cuối năm 2018 hoàn thành việc tự động đọc số cho tất công t điện tử lắp đặt sau TBA công cộng 3.1.3.4 Công tác kiểm tra sử dụng điện tu ên tru ền phòng ng a trộm c p điện 3.1.4 Giải pháp ĐTXD, SCL - Tuân thủ định hướng ĐT D văn số 4822/EVNCPC-KH KT QLĐT ngày 26/7/2016 EVNCPC Ưu ti n anh mục đồng thời đạt đồng thời nhiều mục ti u vừa chống tải, vừa giảm TTĐN vừa nâng cao độ tin cậy cung cấp điện 3.2 Các giải pháp kỹ thuật 3.2.1 Thay máy biến l u năm, tổn hao không tải lớn Máy biến áp Amorphous có lõi thép vơ định hình đ phát triển sử dụng nhiều nước giới Thép vơ định hình loại thép từ tính có chiều dày 1/10 thép silic truyền thống, có độ từ thẩm cao tổn hao thấp Sản phẩm máy biến áp phân phối lõi từ làm thép vơ định hình có thơng số tổn hao không tải 1/4 đến 1/3 so với máy biến áp sử dụng thép silic truyền thống, tổn hao có tải MBA Amorphous MBA silic tư ng đư ng Nhiệt độ lõi thép thấp, giảm đáng kể lượng khí thải CO2 mơi trường Vì tính hiệu giảm tổn thất điện lắp đặt MBA Amorphous sau: ∆A = (Po Silic - Po Amorphous) x T Trong đó: Po Silic : Tổn hao không tải MBA lõi thép silic Po Amorphous : Tổn hao không tải MBA lõi thép Amorphous T: số vận hành thời gian xem xét Hiệu giảm phát thải khí nhà kính (CO2) Điện tổn hao giảm giúp làm giảm khí nhà kính để sản xuất lượng điện Cơng thức tính sau: E ∆A x EF grid Trong đó: ∆A : Lượng điện giảm tính theo đ n vị thời gian (năm) 19 EF grid : Hệ số phát thải CO2 lưới điện Theo số liệu Bộ Tài nguyên Môi trường EF grid = 0,6612 CO2/MWh Đây giải pháp mang tính lâu dài, ổn định hiệu quả, góp phần giảm TTĐN theo lộ trình thời gian tới Tuy nhiên, vốn đầu tư để thay toàn máy biến áp hữu thời gian ngắn khó khăn, cần có lộ trình nhiều năm để thực Hiện Điện lực Đồng Hới có MBA có sản xuất tr n 15 năm, có 45 máy khách hàng 87 máy tài sản ngành điện Đề xuất thay 87 MBA tài sản ngành điện MBA Amorphous có tổn hao khơng tải thấp Tính tốn lượng điện tiết kiệm năm Bảng sau: B ng 3.2 Tính toán s n lượng điện tiết kiệm thay MBA Amorphous Chủn TT ại MBA 10 11 12 13 15 25 50 75 100 160 180 250 320 400 500 560 630 Tổng 3.2.3 Đầu tư x Số ượn 3 18 26 10 1 87 ∆ ∆ MBA MBA Amor thườn phous (W) (W) 17 22 36 49 75 95 115 125 145 165 220 220 270 50 67 190 260 330 510 510 550 700 900 1000 1000 1300 ∑∆ ∑∆ SL điện MBA Ch nh MBA tiết kiệm Amor ệ h thườn năm phous (W) (kWh/ (kWh/ (kWh/ năm) năm) năm) 132 595,7 1.752,0 1.156,3 135 578,2 1.760,8 1.182,6 462 946,1 4.993,2 4.047,1 422 858,5 4.555,2 3.696,7 2295 5.913,0 26.017,2 20.104,2 7470 14.979,6 80.416,8 65.437,2 395 1.007,4 4.467,6 3.460,2 11050 28.470,0 125.268,0 96.798,0 1665 3.810,6 18.396,0 14.585,4 7350 14.454,0 78.840,0 64.386,0 4680 11.563,2 52.560,0 40.996,8 780 1.927,2 8.760,0 6.832,8 1030 2.365,2 11.388,0 9.022,8 37.866 331.706,2 ựng tr m 110 V ả Nin Khu vực xã Bảo Ninh, TP Đồng Hới khu vực điểm phát triển du lịch TP Đồng Hới tỉnh Quảng Bình, dự kiến đến năm 2020 phụ tải 20 khu vực xã Bảo Ninh tăng trưởng đột biến với Pmax khu vực dự kiến khoảng 15MW dẫn tới tải hệ thống điện cấp điện cho khu vực (được cấp điện qua XT 473, 478 trạm 110kV Đồng Hới) 3.2.3.1 Phương án đầu tư trạm 110kV B o Ninh đấu nối - Vị trí trạm 110kV: Tại khu đất quy hoạch trồng hoa màu nằm phía Tây tiếp giáp đường quy hoạch 36m (nối từ đường qua cầu Nhật Lệ x Võ Ninh, huyện Quảng Ninh) cách đường qua cầu Nhật Lệ khoảng 350m phía Nam - Cấp điện áp trạm : 110/22kV - Công suất TBA dự kiến : 2x40MVA (Lắp trước 01 MBA 40MVA) - Chiều ài tuyến 110kV : 9,973 km - Phần đấu nối 22kV sau trạm: ây ựng 06 xuất tuyến 22kV gồm: 3.2.3.2 Tính tốn TTĐN sau có trạm 110kV B o Ninh - Để xác định trào lưu công suất tổn thất công suất ta thực bước sau: + Thực chuyển tải xuất tuyến dạng c Pbase, Qbase Ghép s đồ lưới xuất tuyến khu vực chung s đồ với nút thiết lập không trùng tên + Chạy trào lưu cơng suất để tìm điểm mở + Do xuất tuyến trạm 110kV Bảo Ninh cấp điện cho phụ tải xuất tuyến 472, 473, 478 trạm 110kV Đồng Hới nên ta tỉnh lại tổn thất công suất xuất tuyến có trạm 110kV Bảo Ninh tổn thất công suất xuất tuyến 22kV trạm 110kV Bảo Ninh + Công suất phụ tải lấy theo tốc độ tăng trưởng bình quân 15,4% / năm có tính đến phụ tải khách sạn lớn đầu tư giai đoạn 2018-2020 khách sạn Pullman, khu đô thị Nam Bảo Ninh … [1 ], o xuất tuyến có liên quan ta lấy hệ số Load scale 1,3317 Sau sử ụng phần mềm PSS/ADEPT để tính tốn tổn thất cơng suất khu vực ảnh hưởng dự án, ta có giá trị bảng ng 3.3 Tính tốn hiệu u đầu tư trạm 110k Δ m x (KW) TT Tên XT T ướ Sau T ướ đầu tư t ạm 110kV Bả Ninh Ch nh ệ h Kđttb o Ninh ΔA (KWh) Hệ số Scale 21 Δ m x (KW) TT Tên XT T ướ Sau 472/ĐH 57,679 47 /ĐH 68,679 478/ĐH 65,957 S u đầu tư t ạm 110kV Bả Ninh T ạm 110kV Đồn Hới 472/ĐH 7,508 47 /ĐH 4,108 478/ĐH 19,078 T ạm 110kV Bả Ninh 471/BN 2,393 472/BN 6,843 473/BN 16,499 474/BN 13,385 475/BN 12,41 476/BN 19,115 T n 192,315 101,339 Ch nh ệ h Kđttb ΔA (KWh) Hệ số Scale 1,332 1,332 1,332 1,332 1,332 1,332 1,332 1,332 1,332 1,332 1,332 1,332 90,976 0,597 475.952,0 3.2.3.3 Tính tốn chọn điểm m tối ưu sau có trạm 110kV B o Ninh - Để xác định trào lưu công suất tổn thất cơng suất trước chạy tốn TOPO ta thực bước sau: + Thực chuyển tải xuất tuyến dạng c Pbase, Qbase Ghép s đồ lưới xuất tuyến khu vực chung s đồ với nút thiết lập khơng trùng tên Tìm điểm mở tối ưu - Các điểm mở theo kết lưới c bảng 3.4 - Thực chạy toán TOPO với thiết bị đóng cắt trạng ta có kết bảng 3.5: 22 Sau thay đổi điểm mở góp phần làm giảm TTĐN lưới điện phân phối Điện lực Đồng Hới giảm bảng 6: B ng 3.6 iệu u tha đổi điểm m tối ưu Điểm m t ạn S u th đ i điểm m ∆P (kW) ∆Q (kVAR) ∆P (kW) 208,15 538,79 199,41 Công suất tiết kiệm ∆Q ∆P (kVAR) (kW) 512,52 Điện năn tiết kiệm đượ ∆Q (kVAR) Kđttb ∆A (kWh) 26,27 0,547 41.879,6 8,74 3.3 Tính toán hiệu sau áp dụng giải pháp * Tính lượng tổn thất điện giảm hàng năm - Giải pháp thay máy biến áp lâu năm: ∆A1 1.706,2 (kWh/năm) - Giải pháp đầu tư xây ựng trạm 110kV Bảo Ninh: ∆A2 = 475.952 (kWh/năm) - Giải pháp tối ưu hóa điểm mở: ∆A3 = 41.879,6 (kWh/năm) Tổng lượng điện tiết kiệm năm : ΔATK ∑ = ∆A1 ∆A2 ∆A3 849.5 7,8 (kWh/năm) Giá trị làm lợi hàng năm Giá trị làm lợi giảm TTĐN G = ΔATK ∑ * g Với:  ΔATK ∑ 849.5 7,8 (kWh/năm)  g giá mua điện bình quân tháng năm 2018, g = 1937,76 đ/kWh G = ΔATK ∑* g = 1.646.200.367,328 đồng * Tính toán hiệu kinh tế áp dụng giải pháp - Các giả thiết tính tốn kinh tế sau: Giá bán điện: giá bình quân Điện lực Đồng Hới năm 2018: 1937,76 đ/kWh 23 + Hệ số chiết khấu i%: lấy lãi vay ngân hàng 8%/năm Đời sống cơng trình: 20 năm Giá bán điện năm sau ự kiến tăng h n năm trước đồng/năm - Tổng mức đầu tư cho hạng mục li n quan sau: + Vốn đầu tư trạm 110kV Bảo Ninh: 187.070.771.000 đồng + Vốn chênh lệch thay MBA Amorphous: 2.482.523.000 đồng + Tổng vốn đầu tư: 189.553.294.000 đồng - Kết tính tốn kết mặt kinh tế sau: + IRR = 30,45% (Tỷ suất hoàn vốn nội bộ) + NPV=2.738.461 triệu đồng (Giá tr thuần) + B/c=1,39 (Tỷ số lợi ích/ chi phí) Thv 11 năm (thời gian thu hồi vốn) - Giải pháp có hiệu mặt tài Ngoài lượng điện tiết kiệm giảm tổn thất có ý nghĩa lớn việc giảm áp lực cung ứng điện cho xã hội Giúp nghành điện giảm bớt áp lực vốn đầu tư cải tạo nâng cấp LĐPP giảm chi phí nhiên liệu phục vụ phát điện (nước, dầu, khí ) 3.4 Kết luận Để tính tốn đưa giải pháp giảm tổn thất điện tr n lưới điện phân phối phải thu thập số liệu đầu vào cách xác Các số liệu thơng số kỹ thuật lưới điện thu thập tính tốn cách dễ àng , đảm bảo độ xác có s đồ lưới điện chi tiết , ứng dụng phần mềm quản lý thiết bị tự động đo xa Trong nội dung luận văn tác giả đ ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT để mơ tính tốn phân bổ cơng suất, TTĐN tr n lưới phân phối TP Đồng Hới, từ đề xuất giải pháp thực giảm tổn thất điện mang tính khả thi ,cụ thể sau: - Kết lưới trung áp 22 kV hợp lý - Thay MBA có tổi thọ tr n 15 năm MBA Amorphous - Đầu tư xây ựng trạm 110kV Bảo Ninh để đảm bảo khả cấp điện cho khu vực trọng tâm phát triển u lịch, ịch vụ TP Đồng Hới Kết giải pháp giảm TTĐN, hiệu làm lợi mang lại năm khoảng 1.646.200 67, 28 đồng 24 Như vậy, giải pháp giảm tổn thất điện tác giả đề xuất có tính khả thi thực đ n vị KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Kết luận Đề tài “Nghiên cứu đề xuất giải pháp giảm tổn thất điện lưới điện phân phối thành phố Đồng Hới” thực nhằm đề xuất giải pháp áp dụng để quản lý vận hành lưới điện phân phối hiệu tin cậy Đề tài đ nghi n cứu chi tiết, cụ thể trạng lưới điện phân phối thành phố Đồng Hới để đề số giải pháp áp dụng vào công tác QLVH, QLKD điện đ n vị c sở khâu phân phối điện cấp Điện lực trực thuộc Công ty điện lực tỉnh Kết đề tài sau : Khảo sát, thu thập số liệu công tác quản lý vận hành, quản lý kinh doanh điện Điện lực Đồng Hới Phân tích, đánh giá TTĐN thực tế TTĐN qua tính tốn chư ng trình PSS/ADEPT Qua xác định TTĐN nằm khu vực nhằm có giải pháp hợp lý giảm TTĐN hàng năm Đề xuất vài giải giảm tổn thất điện tr n LĐPP Kết giải pháp giảm TTĐN, hiệu làm lợi mang lại năm khoảng 1.646.200 67, 28 đồng Tại thành phố Đồng Hới, với tốc độ tăng trưởng phụ tải bình quân hàng năm khoảng 15% hiệu đề tài giúp giảm tổn thất điện có ý nghĩa lớn việc giảm áp lực cung ứng điện cho xã hội Giúp nghành điện giảm bớt áp lực vốn đầu tư cải tạo nâng cấp LĐPP giảm chi phí nhiên liệu phục vụ phát điện (nước, dầu, khí ) Về mơi trường: Việc tiết kiệm điện góp phần bảo vệ mơi trường giảm lượng khí thải gây hiệu ứng nhà kính (CO2) Kiến nghị: - Đề nghị Công ty Điện lực Quảng Bình ban hành quy định triển khai đến Điện lực trực thuộc ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính tốn lựa chọn vị trí lắp đặt tụ bù tr n lưới hạ áp TBA có tổn thất từ 5%-10% để giảm tổn thất điện tr n lưới hạ áp ... công tác giảm tổn thất điện năm Đối tượng phạm vi nghiên cứu Đối tượng nghiên cứu đề tài phư ng pháp tính tốn tổn thất cơng suất, tổn thất điện tr n lưới phân phối giải pháp giảm tổn thất điện công... Kết luận Đề tài Nghiên cứu đề xuất giải pháp giảm tổn thất điện lưới điện phân phối thành phố Đồng Hới thực nhằm đề xuất giải pháp áp dụng để quản lý vận hành lưới điện phân phối hiệu tin cậy... tỉnh nói chung tr n địa bàn thành phố Đồng Hới nói riêng Tr n lý o học viên chọn đề tài Nghiên cứu giải pháp giảm tổn thất điện lưới điện phân phối thành phố Đồng Hới cho luận văn tốt nghiệp