Nghiên cứu đề xuất giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện 22kv điện lực hải châu, đà nẵng

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRẦN ANH HẢI NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN 22KV ĐIỆN LỰC HẢI CHÂU, ĐÀ NẴNG Chuyên ngành: KỸ THUẬT ĐIỆN Mã số: 60.52.02.02 TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT Đà Nẵng - Năm 2016 Cơng trình hồn thành ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG Người hướng dẫn khoa học: PGS.TS NGÔ VĂN DƯỠNG Phản biện 1:.TS Nguyễn Hữu Hiếu Phản biện 2:TS Vũ Phan Huấn Luận văn bảo vệ Hội đồng chấm luận văn tốt nghiệp Thạc sĩ kỹ thuật họp Đại học Đà Nẵng vào ngày 19 tháng 04 năm 2016 Có thể tìm hiểu luận văn tại: - Trung tâm Thông tin-Học liệu, Đại học Đà Nẵng MỞ ĐẦU Lý chọn đề tài - Việc nghiên cứu, áp dụng giải pháp để giảm tỷ lệ tổn thất điện xuống mức hợp lý mục tiêu ngành Điện tất nước, đặc biệt bối cảnh hệ thống cân đối lượng cung cầu điện nước ta Tỷ lệ tổn thất điện phụ thuộc vào đặc tính lưới điện, phụ tải, khả cung cấp hệ thống công tác quản lý vận hành hệ thống điện - Tổn thất điện lưới điện phân phối 22kV năm 2015 Công ty Điện lực Đà Nẵng 1,29%, thấp so với năm 2014 0,11% Trong đó, Điện lực Hải Châu năm 2015 1,47% cao so với điện lực khác thuộc Công ty Điện lực Đà Nẵng (chỉ đứng Điện lực Sơn Trà) Ngoài ra, để hoàn thành mục tiêu mà Tổng công ty Điện lực Miền Trung (EVNCPC) xây dựng lộ trình giảm tổn thất điện giai đoạn 2016-2020, vấn đề giảm tổn thất điện trở thành mục tiêu quan trọng hàng đầu năm EVNCPC - Việc phân tích đánh giá tình hình tổn thất giải pháp khắc phục vấn đề cấp bách lâu dài hệ thống điện nước ta, vấn đề kinh doanh điện đứng trước ngưỡng cửa thị trường điện cạnh tranh - Vận hành hệ thống điện Hải Châu từ trước đến chủ yếu dựa vào kinh nghiệm vận hành thực tế chính, có tính tốn phân tích phần mềm chun dụng tính tốn LĐPP nên khơng có phương thức kết dây hợp lý, dẫn đến hiệu kinh tế vận hành thấp chất lượng điện chưa cao Bên cạnh việc lắp đặt cụm tụ bù có chưa mang lại hiệu định - Trong phạm vi đề tài tác giả đề cập đến: “Nghiên cứu đề xuất giải pháp giảm tổn thất điện lƣới điện 22kV Điện lực Hải Châu, Đà Nẵng” sản lượng điện thương phẩm Điện lực Hải Châu chiếm phần tương đối lớn sản lượng điện TP Đà Nẵng, giảm tổn thất điện lưới điện Điện lực Hải Châu tổn thất điện toàn TP Đà Nẵng giảm xuống đáng kể Mục đích nghiên cứu - Khảo sát trình phát triển tình trạng cung cấp điện lưới điện phân phối Điện lực Hải Châu - Tính tốn phân tích lưới điện phân phối Điện lực Hải Châu - Đề xuất số giải pháp để giảm tổn thất điện lưới điện phân phối Điện lực Hải Châu Đối tƣợng phạm vi nghiên cứu - Đối tượng nghiên cứu: Lưới điện phân phối Điện lực Hải Châu - Phạm vi nghiên cứu: Đề tài tập trung vào nghiên cứu tìm giải pháp giảm tổn thất điện lưới điện phân phối Điện lực Hải Châu nhằm nâng cao chất lượng cung cấp điện, đem lại hiệu kinh tế Phƣơng pháp nghiên cứu - Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: Thu thập số liệu lưới điện từ Điện lực Hải Châu, quan sát thực tế từ lưới phân phối 22kV - Phương pháp xử lý số liệu: Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT tính tốn phân bố cơng suất, tổn thất cơng suất, tính tốn vị trí bù cơng suất phản kháng tối ưu tính điểm mở tối ưu nhằm lựa chọn giải pháp vận hành tối ưu Ý nghĩa khoa học thực tiễn đề tài - Ý nghĩa khoa học đề tài: Hệ thống hóa cách khoa học lý thuyết giảm tổn thất điện LĐPP bù công suất phản kháng, tái cấu trúc lưới , nghiên cứu khai thác sử dụng phần mềm PSS/ADEPT Thu thập phân tích số liệu, cấu trúc lưới theo thông số vận hành LĐPP Hải Châu để tìm giải pháp hiệu giảm tổn thất điện LĐPP - Ý nghĩa thực tiễn đề tài: Để khắc phục tồn vừa nêu, đề tài sâu vào nghiên cứu phân tích tiêu lưới điện Hải Châu vận hành lưới điện, đề xuất giải pháp nhằm nâng cao hiệu vận hành để nâng cao chất lượng điện năng, giảm tổn thất Từ làm sở áp dụng cho khu vực có lưới điện phân phối tương tự Cấu trúc luận văn Đề tài phân thành chương với nội dung sau: - Chương 1: Tổng quan tổn thất công suất điện lưới điện phân phối - Chương 2: Các tốn tính tốn, phân tích tổn thất cơng suất điện lưới điện phân phối - Chương 3: Tính tốn tổn thất cơng suất điện lưới điện phân phối 22kV Điện lực Hải Châu - Chương 4: Giải pháp giảm tổn thất điện cho lưới điện phân phối 22kV Điện lực Hải Châu phân tích kinh tế - tài để đánh giá hiệu đầu tư giải pháp Kết luận kiến nghị CHƢƠNG TỔNG QUAN VỀ TỔN THẤT CÔNG SUẤT VÀ ĐIỆN NĂNG TRONG LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 1.1 KHÁI QUÁT CHUNG VỀ TỔN THẤT CÔNG SUẤT VÀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRÊN LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 1.1.1 Tổn thất công suất lƣới điện phân phối 1.1.2 Tổn thất điện lƣới điện phân phối a Tổn thất điện phi kỹ thuật b Tổn thất điện kỹ thuật 1.2 CÁC BIỆN PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRÊN LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 1.2.1 Biện pháp tổ chức a Nâng cao mức điện áp làm việc b Điều khiển dòng cơng suất mạng điện kín c Tách mạng điện kín điểm tối ưu d Cân phụ tải pha mạng điện e Tối ưu hóa chế độ làm việc máy biến áp trạm biến áp f Tối ưu hóa tình trạng hệ thống lượng g Nâng cao mức độ vận hành mạng điện 1.2.2 Biện pháp kỹ thuật a Nâng cao điện áp định mức mạng điện b Đặt thiết bị điều chỉnh dọc ngang dòng cơng suất mạng kín khơng đồng c Bù cơng suất phản kháng d Đặt thiết bị điều chỉnh phụ e Điều chỉnh công suất máy biến áp trạm đặt máy biến áp f Tối ưu hóa việc thay tiết diện dây dẫn 1.2.3 Giảm tổn thất điện tổn thất điện phi kỹ thuật 1.3 KẾT LUẬN Lưới điện phân phối làm nhiệm vụ cuối cung ứng điện cho phụ tải cho đảm bảo chất lượng điện độ tin cậy Lưới phân phối khu vực thành thị thường có cấu trúc mạch vòng vận hở để giảm chi phí đầu tư Trong trình vận hành tuỳ theo nhu cầu phụ tải mà phương thức vận hành thay đổi linh hoạt cho đảm bảo chất lượng điện mang lại hiệu kinh tế Tổn thất điện hệ thống điện lượng điện bị trình truyền tải phân phối điện từ nhà máy điện qua hệ thống lưới điện truyền tải, lưới điện phân phối đến hộ sử dụng điện Tổn thất điện gây nên tình trạng thiếu hụt điện hộ tiêu thụ, làm giảm khả tải phần tử, tăng công suất đặt nguồn phát làm tăng giá thành tải điện mạng, giảm hiệu kinh tế hệ thống Việc tính tốn tổn thất điện cho phép hợp lý hóa cấu trúc chế độ vận hành mạng cách sử dụng biện pháp tổ chức kỹ thuật để giảm tổn thất Để sâu vào biện pháp tiến hành nghiên cứu yếu tố ảnh hưởng đến tổn thất biện pháp khắc phục Từ dẫn đến đề xuất giải pháp hiệu Các biện pháp tính tốn giảm tổn thất điện tổn thất công suất tìm hiểu chương sở để áp dụng tính tốn tìm giải pháp giảm tổn thất điện cho lưới điện phân phối 22kV Điện lực Hải Châu, Đà Nẵng CHƢƠNG CÁC BÀI TOÁN TÍNH TỐN, PHÂN TÍCH TỔN THẤT CƠNG SUẤT VÀ ĐIỆN NĂNG TRONG LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 2.1 VAI TRÒ, Ý NGHĨA CỦA BÀI TỐN XÁC ĐỊNH TTCS, TTĐN 2.1.1 Tính toán TTCS TTĐN toán thiết kế hệ thống cung cấp điện 2.1.2 Tính tốn, phân tích TTCS TTĐN quản lý vận hành hệ thống cung cấp điện 2.1.3 Những tồn phƣơng pháp tính tốn TTCS TTĐN a Đặc điểm tính toán TTCS TTĐN toán quy hoạch thiết kế toán quản lý vận hành b Lựa chọn xây dựng phương pháp tính tốn TTCS TTĐN 2.2 TÍNH TỐN TỔN THẤT CƠNG SUẤT TRONG QUẢN LÝ VẬN HÀNH 2.2.1 Cơ sở phƣơng pháp 2.2.2 Quan hệ phƣơng pháp tính tốn TTCS TTĐN 2.2.3 Phƣơng pháp giải chƣơng trình tính tốn 2.2.4 Xác định TTCS điều kiện vận hành chƣơng trình tính tốn 2.3 TÍNH TỐN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG HỆ THỐNG CUNG CẤP ĐIỆN 2.3.1 Phƣơng pháp tích phân đồ thị 2.3.2 Phƣơng pháp dòng điện trung bình bình phƣơng 2.3.3 Phƣơng pháp thời gian tổn thất 2.4 PHƢƠNG PHÁP ĐƢỜNG CONG TỔN THẤT 2.4.1 Đặt vấn đề 2.4.2 Tính tốn TTĐN phƣơng pháp đƣờng cong tổn thất 2.4.3 Đƣờng cong tổn thất công suất lƣới điện cung cấp 2.4.4 Phƣơng pháp tính tốn để xây dựng đƣờng cong tổn thất Từ phân tích trên, ta thấy để xây dựng đường cong tổn thất phải tiến hành tính tốn phân bố cơng suất cho lưới cung cấp điện với nhiều giá trị khác công suất phụ tải Bằng cách cho giá trị công suất phụ tải thay đổi từ Pmin Pmax, giá trị Pmax trị số công suất phụ tải sau tính tốn với hệ số đồng thời, ứng với giá trị công suất ta phải tính tốn phân bố, xác định trị số tổn thất Sau kết thúc q trình tính tốn, ta có cặp giá trị Ptc P, với cặp giá trị này, ta xây dựng đường cong tổn thất cho lưới cung cấp điện giải tích hóa đường cong phép xấp xỉ, tiệm cận, sở xây dựng cơng cụ thuận tiện dạng chương trình máy tính để phân tích TTĐN q trình vận hành HTCCĐ 10 góc lệch pha nút, tìm dòng cơng suất nhánh, sau xác định tổn thất công suất tổn thất điện áp Cơng cụ tính tốn, phân tích lưới điện có nhiều, phạm vi luận văn tác giả chọn phần mềm phổ biến tính tốn phân tích lưới điện phân phối phần mềm PSS/ADEPT phần mềm hãng PTI (Shaw Power Technologies, Inc) để tính tốn lưới điện phân phối Điện lực Hải Châu Các chức sử dụng tính tốn là: -Tính tốn phân bố cơng suất -Tính tốn điểm mở tối ưu (TOPO) -Tối ưu hoá việc lắp đặt tụ bù (CAPO) 11 CHƢƠNG TÍNH TỐN TỔN THẤT CƠNG SUẤT VÀ ĐIỆN NĂNG CỦA LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 22KV ĐIỆN LỰC HẢI CHÂU 3.1 ĐẶC ĐIỂM LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ ĐÀ NẴNG 3.1.1 Giới thiệu chung 3.1.2 Chế độ vận hành lƣới phân phối 22kV thành phố Đà Nẵng 3.2 ĐẶC ĐIỂM TỰ NHIÊN, KINH TẾ - XÃ HỘI VÀ CẤU TRÚC LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC HẢI CHÂU 3.2.1 Đặc điểm tự nhiên 3.2.2 Mục tiêu phát triển 3.2.3 Một số đặc điểm lƣới phân phối a Đặc điểm chung lưới điện phân phối b Đặc điểm chung lưới điện phân phối Hải Châu c Sơ đồ kết dây 3.2.4 Lƣới điện Các TBA 110KV Ở chế độ vận hành bình thường lưới phân phối gồm: - TBA trung gian Liên Trì E11: 1x40MVA 1x63MVA - TBA trung gian Xuân Hà E10: 1x40MVA 1x40MVA - TBA trung gian Quận Ba E13: 1x25MVA 1x40MVA a Đường dây Điện lực Hải châu có tổng chiều dài đường dây trung áp 88,819 km đường dây trung áp không 55,858 km đường dây ngầm 32,962 km Trục sử dụng cáp AV 240 đối 12 với đường dây không M(1x240) A(1x300) đường dây ngầm Nhánh rẽ sử dụng cáp AV 120, AV95, AV 70 đường dây không M(3x50), M(3x70), M(3x95) đường ngầm b Trạm biến áp Hiện Điện lực Hải Châu quản lý 505 TBA phân phối kết lưới liên tục, bao gồm số TBA Điên lực quản lý số TBA khách hàng quản lý với tổng công suất 230.310 kVA c Tụ bù trung áp d Thiết bị đóng cắt e Giới thiệu xuất tuyến 3.3 TÍNH TỐN PHÂN TÍCH CÁC YẾU TỐ ẢNH HƢỞNG ĐẾN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRÊN LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC HẢI CHÂU 3.3.1 Số liệu tính tốn lƣới điện 3.3.2 Kết tính tốn tổn thất cơng suất tổn thất điện lƣới điện phân phối điện lực Hải Châu a Tính tốn chế độ vận hành 13 Bảng 3.2 Công suất TTCS xuất tuyếnở chế độ vận hành thời gian cao điểm (khơng có phụ tải củaĐiện lực Thanh Khê) Cơng suất STT xuất tuyến 10 471-E11 473-E11 475-E11 477-E11 472-E11 474-E11 476-E11 471-E10 473-E10 475-E13 Tổng P (kW) Q (kVAr) 8.382,332 692,921 10.520,432 4.149,465 9.071,388 3.782,417 6.045,854 872,741 4.779,656 1.307,652 2.081,893 331,328 9.549,004 3.564,239 7.403,883 930,993 4.986,591 963,471 6.916,893 1.893,108 69.737,926 18.488,335 Cos  0,997 0,930 0,923 0,990 0,965 0,988 0,937 0,992 0,982 0,965 Tổn thất công suất ΔP Tỷ lệ ΔP/P (kW) (%) 76,898 0,917% 130,435 1,240% 100,389 1,107% 36,858 0,610% 31,66 0,662% 11,893 0,571% 98,004 1,026% 67,896 0,917% 48,591 0,974% 55,908 0,808% 658,532 0,944% b Tính tốn gần TTĐN LĐPP Điện lực Hải Châu Bảng 3.3 Các giá trị tổn thất điện ∆A(kWh) xuất tuyến (khơng có phụ tải Điện lực Thanh Khê) STT 10 Tên xuất tuyến 471-E11 473-E11 475-E11 477-E11 472-E11 474-E11 476-E11 471-E10 473-E10 475-E13 Tổng ∆A(kWh) 489.002,91 574.781,56 509.594,02 239.980,20 181.186,73 85.033,32 570.727,14 403.237,40 325.250,77 324.644,14 3.703.438,19 14 3.3.3 Phân tích yếu tố ảnh hƣởng Từ bảng 3.2 cho thấy TTCS (ΔP) xuất tuyến 473, 475 476-E11 vào cao điểm tương đối cao chiếm tỉ lệ 49,9% so với tổng TTCS Điện lực Hải Châu Sử dụng phương pháp đường cong tổn thất để tính toán gần cho thấy TTĐN (ΔA) xuất tuyến 473, 475 476-E11 chiếm tỉ lệ 44,7% so với tổng TTĐN tồn điện lực Hải Châu Trong đó, TTĐN (ΔA) xuất tuyến 477, 472 474E11 thấp bảng 3.3 3.4 KẾT LUẬN Qua kết tính tốn phân tích tổn thất công suất tổn thất điện cho thấy lưới điện phân phối Điện lực Hải Châu có mức tổn thất công suất cực đại vào thời gian 14h với ΔPmax = 658,532 kW tổn thất công suất cực tiểu vào thời gian 4h với ΔPmin = 212,034 kW Trên sở áp dụng phương pháp tính toán gần tổng tổn thất điện lưới điện Điện lực Hải Châu ∆A = 3.703.438,19 kWh Do bỏ qua tổn thất dòng rò tổn thất phi kỹ thuật nên thấp so với thực tế 4.010.254,17 kWh (Nguồn Điện lực Hải Châu năm 2015) Nhưng nguyên nhân gây tổn thất chủ yếu trào lưu công suất phản kháng lưới chưa hợp lý, vị trí lắp đặt cụm tụ bù phương thức vận hành ko phù hợp với thực tế trạng Từ ta tính Thời gian tổn thất cơng suất lớn lưới điện Điện lực Hải Châu τ = 5.598,37 (h)   A  365 Pmax 15 CHƢƠNG GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CHO LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 22KV ĐIỆN LỰC HẢI CHÂU VÀ PHÂN TÍCH KINH TẾ - TÀI CHÍNH ĐỂ ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ ĐẦU TƢ CỦA CÁC GIẢI PHÁP 4.1 ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRÊN LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC HẢI CHÂU 4.1.1 Cơ sở đề xuất giải pháp giảm TTĐN Điện lực Hải Châu - Sử dụng phương pháp tính tốn chế độ xác lập lưới điện máy tính, để tính tốn, phân tích đánh giá nhằm chọn phương thức vận hành hợp lý cho LĐPP Điện lực Hải Châu - Tính tốn bù cơng suất phản kháng lựa chọn vị trí lắp đặt tụ bù cho đạt hiệu kinh tế Hai giải pháp để giảm TTĐN LĐPP trung áp Điện lực Hải Châu là: - Giải pháp 1: Lựa chọn phương án vận hành hợp lý LĐPP trung áp - Giải pháp 2: Bù công suất phản kháng LĐPP trung áp 4.1.2 Tiêu chí để lựa chọn phƣơng án vận hành hợp lý LĐPP Trong phạm vi luận văn này, tiêu chí lựa chọn phương thức vận hành cho tổn thất công suất (P) bé 16 4.2 TÍNH TỐN ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ CỦA CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TTĐN TRÊN LĐPP TRUNG ÁP ĐIỆN LỰC HẢI CHÂU 4.2.1 Giải pháp lựa chọn phƣơng án vận hành hợp lý LĐPP Điện lực Hải Châu Bảng 4.1 Công suất TTCS xuất tuyến chế độ vận hành vào thời gian cao điểm (có phụ tải Điện lực Thanh Khê) Cơng suất STT xuất tuyến Tổn thất công suất P (kW) Q (kVAr) Cos  ΔP (kW) Tỷ lệ ΔP/P (%) 692,921 0,997 76,898 0,917% 471-E11 8.382,332 473-E11 10.520,432 4.149,465 0,930 130,435 1,240% 475-E11 9.071,388 3.782,417 0,923 100,389 1,107% 477-E11 6.045,854 872,741 0,990 36,858 0,610% 472-E11 4.779,656 1.307,652 0,965 31,66 0,662% 474-E11 8.471,449 2.583,786 0,957 27,448 0,324% 476-E11 9.549,004 3.564,239 0,937 98,004 1,026% 471-E10 9.909,177 1.446,247 0,990 73,177 0,738% 473-E10 4.986,591 963,471 0,982 48,591 0,974% 10 475-E13 6.916,893 1.893,108 0,965 55,908 0,808% 679,368 0,864% Tổng 78.632,776 21.256,047 17 Bảng 4.2 Vị trí điểm mở tối ưu phương thức vận hành tối ưu STT Tên mạch vòng Vị trí mở mạch vòng Sau chọn Trƣớc chọn tối ƣu tối ƣu 471-E11 473-E11 DCL 43.1-4 LHP, DCL 57.1-4 PĐP, DCL 82.2-4 TQC 471-E11 475-E11 DCL 91-4 Dda 471-E11 471-E10 DCL 472-7 C, DCL 67.1-4 QT, DCL 56A-4 PASTEUR 473-E11 475-E11 473-E11 473-E10 475-E11 473-E10 DCL 99.11-4 Dg3/2 Đóng DCL99.114Dg3/2, Mở MC-471 LTK, Mở DCL 86-4 TPh 474-E11 476-E11 DCL LL 474-476, DCL 65-4 LTTo Đóng DCL LL 474-476, Mở DCL 72.1-4 LTTo 474-E11 471-E10 DCL 64-4 HP 476-E11 471-E10 DCL 75.8-4 OIK, DCL 56-4 NGTu 10 477-E11 475-E13 DCL 472-7, MC 471 NT Đóng DCL 82.2-4 TQC DCL 47.6-4 TQT, Đóng DCL 83.2-4 TQC, DCL 74.6-4 LTTr, Mở DCL103-4 PBC DCL 83.2-4 TQC, MC412 DCL 71.22-4 LTTr Đóng DCL 472-7 Mở DCL TT C03-4 PDL Qua bảng 4.2, ta thấy vận hành theo phương thức tối ưu hiệu đem lại lớn, Như vậy, sau tái cấu trúc lưới điện phân phối Điện lực Hải Châu, so sánh bảng 3.2 bảng 4.4 giảm tổn thất công suất: 18 δP =658,532 – 634,336 = 24,196 kW Bảng 4.4 Công suất tổn thất công suất xuất tuyến sau tái cấu trúc lưới thời gian cao điểm (khơng có phụ tải thuộc Điện lực Thanh Khê) STT xuất tuyến Công suất Tổn thất công suất P Q (kW) (kVAr) cos phi ΔP Tỷ lệ (kW) ΔP/P(%) 471-E11 9.654,323 1.285,975 0,991 100,919 1,045% 473-E11 9.674,081 3.745,362 0,933 109,081 1,128% 475-E11 7.218,775 3.076,565 0,920 63,774 0,883% 477-E11 6.082,112 896,462 0,989 37,116 0,610% 472-E11 4.779,656 1.307,652 0,965 31,66 0,662% 474-E11 3.959,204 1.044,256 0,967 30,208 0,763% 476-E11 7.657,796 2.808,269 0,939 65,796 0,859% 471-E10 7.403,883 930,993 0,992 67,896 0,917% 473-E10 6.403,368 1.450,042 0,975 72,369 1,130% 10 475-E13 6.880,502 1.868,652 0,965 55,517 0,807% 69.713,700 18.414,228 634,336 0,910% Tổng 19 4.2.2 Giải pháp bù công suất phản kháng LĐPP Điện lực Hải Châu Bảng 4.7 Kết xác định vị trí bù dung lượng vị trí bù xuất tuyến Vị trí bù (tên nút bù) Nền Ứng động Tổng D.lƣợng bù (kVAr) 473-E11 NODE201 - 600 475-E11 NODE205 - 300 476-E11 -TBA-LTTo1 - 300 STT Tên xuất tuyến Tổng cộng 1.200 Bảng 4.8 Kết tổn thất công suất sau bù xuất tuyến Tổn thất công suất ∆P (kW) STT Tên xuất tuyến Dung Lƣợng Bù Trƣớc bù Sau bù Độ giảm δP (kW) 471-E11 - 100,919 100,919 - 473-E11 600 109,081 106,056 3,025 475-E11 300 63,774 62,583 1,191 477-E11 - 37,116 37,116 - 472-E11 - 31,66 31,66 - 474-E11 - 30,208 30,208 - 476-E11 300 65,796 65,065 0,731 471-E10 - 67,896 67,896 - 473-E10 - 72,369 72,369 - 10 475-E13 - 55,517 55,517 - 1.200 634,336 629,39 4,947 Tổng cộng 20 Bảng 4.9 Tổng hợp tổn thất công suất sau thực giải pháp Tổn thất công suất ∆P (kW) STT Tên xuất tuyến CĐVH Sau tái cấu trúc Sau bù 471-E11 76,898 100,919 100,919 473-E11 130,435 109,081 106,056 475-E11 100,389 63,774 62,583 477-E11 36,858 37,116 37,116 472-E11 31,66 31,66 31,66 474-E11 11,893 30,208 30,208 476-E11 98,004 65,796 65,065 471-E10 67,896 67,896 67,896 473-E10 48,591 72,369 72,369 10 475-E13 55,908 55,517 55,517 658,532 634,336 629,389 Tổng cộng Qua bảng 4.9 ta thấy, sau thực giải pháp tái cấu trúc lắp đặt tụ bù công suất phản kháng LĐPP trung áp Điện lực Hải Châu kết thu tổn thất công suất giảm δP = 658,532 - 629,389 = 29,143 kW - Giải pháp thứ giảm: δP = 658,532 - 634,336 = 24,196 kW - Tương đương giảm TTĐN (∆A) khoảng: δA = 24,196 * 5.598,37 = 135.458,16 kWh năm - Giải pháp thứ hai giảm: δP = 634,336 - 629,39 = 4,947 kW - Tương đương giảm TTĐN (∆A) khoảng: δA = 4,947 * 5.598,37 = 27.695,136 kWh năm 21 - Nếu giá bán điện bình quân gP = 1.958,74 đồng/ kWh Tương đương: 319.574.888 đồng 4.3 PHÂN TÍCH KINH TẾ - TÀI CHÍNH ĐỂ ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ ĐẦU TƢ CỦA CÁC GIẢI PHÁP 4.3.1 Các tiêu dùng để phân tích, đánh giá hiệu dự án đầu tƣ a Thời gian hoàn vốn đầu tư (T) b Hiện giá (Net Present Value - NPV) c Suất doanh lợi nội (Internal Rate of Return - IRR) d Tỷ suất lợi nhuận (Benefit/Cost -B/C) e Phân tích độ nhạy dự án Một dự án coi đạt hiệu đầu tư tiêu đánh giá thoả mãn tiêu chuẩn sau: - NPV > - IRR > Lãi vay bình quân - B/C > -T ≤ Đời sống dự án 4.3.2 Kết phân tích kinh tế - tài giải pháp đề xuất a Các số liệu đầu vào b Kết tính tốn 22 Bảng 4.10 Kết tính tốn tiêu kinh tế-tài Các tiêu Hiện giá NPV Tỉ suất lợi nhuận B/C Suất d/lợi nội IRR Thời gian hoàn vốn T Giá bán điện tối thiểu Tính tốn độ nhạy Vốn đầu Điện TP Giá bán tƣ tăng giảm tăng 20% 20% 40đ/kWh ĐVT Chỉ tiêu tài Chỉ tiêu kinh tế xã hội 106 đ 605 999 554 -486.416 605 1,17 1,31 1,15 10,06 1,17 % 36,61% 58,36% 29,56% 15,12% 36,61% Năm 4,8 2,7 5,8 >20 4,8 đ/kWh 1856,45 1871,25 67,18 1856,45 4.4 KẾT LUẬN Trên sở phân tích yếu tố ảnh hưởng đến TTĐN lưới điện phân phối Điện lực Hải Châu, Đà Nẵng tác giả đề xuất giải pháp nhằm hạn chế tổn thất lưới điện: - Giải pháp thứ nhất: Lựa chọn phương án vận hành hợp lý LĐPP trung áp cách tái cấu trúc lại LĐPP trung áp - Giải pháp thứ hai: Bù công suất phản kháng lưới điện LĐPP trung áp với khối lượng lắp đặt 1.200kVAr bù cố định Qua kết tính tốn đánh giá cho thấy: - Tương đương giảm TTĐN (∆A) khoảng: δA = 29,143 * 5.598,37 = 163.153,297 kWh năm - Nếu giá bán điện bình quân gP = 1.958,74 đồng/ kWh Tương đương: 319.574.888 đồng Đồng thời qua phân tích kinh tế - tài cho thấy giải pháp đề xuất để giảm tổn thất điện cho lưới điện phân phối Điện lực Hải Châu đưa vào đầu tư mang lại hiệu kinh tế lớn cho đơn vị, kiến nghị Điện lực Hải Châu sớm cho triển khai thực 23 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Tác giả sử dụng phương pháp Đường cong tổn thất để phân bố công suất tính tốn TTĐN lưới điện phân phối trung áp Điện lực Hải Châu.Với hỗ trợ máy tính phần mềm PSS/ADEPT luận văn tính tốn kết giảm tổn thất thực giải pháp lựa chọn phương án vận hành hợp lý bù công suất phản kháng lưới điện trung áp Điện lực Hải Châu với hiệu giảm tổn thất giải pháp cụ thể sau: - Giải pháp thứ nhất: Lựa chọn phương án vận hành hợp lý LĐPP trung áp cách tái cấu trúc lại LĐPP trung áp - Giải pháp thứ hai: Bù công suất phản kháng lưới điện LĐPP trung áp với khối lượng lắp đặt 1.200kVAr bù cố định Hiệu giảm TTĐN giải pháp Giải pháp TTĐN (kWh) Trƣớc t.hiện Sau t.hiện 3.703.438,19 3.567.980,03 3.567.980,03 3.540.284,89 Tổng cộng Tỷ lệ giảm TTĐN (%) 3,658% 0,776% 4,434% Làm lợi (đồng/năm) 265.327.317 54.247.571 319.574.888 Luận văn thực phân tích tài – kinh tế dự án đầu tư, kết phân tích cho thấy tiêu đánh giá thoả mãn tiêu chuẩn Do tiến hành đầu tư để giảm tổn thất điện mang lại hiệu kinh tế Kết nghiên cứu, tính tốn đề tài có ý nghĩa thiết thực, góp phần giảm TTĐN LĐPP Điện lực Hải Châu, nâng cao hiệu sản xuất kinh doanh Điện lực Đà Nẵng 24 Qua kết nghiên cứu đề tài, có kiến nghị sau: - Các giải pháp đề xuất để giảm TTĐN LĐPP trung áp Điện lực Hải Châu có tính khả thi cao khối lượng vốn đầu tư tương đối ít, dễ thực điều kiện Do vậy, cần sớm triển khai thực để mang lại hiệu cao công tác kinh doanh điện - Việc sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính tốn phân tích LĐPP điều vơ cần thiết, khai thác tốt giúp ích nhiều công tác quản lý vận hành LĐPP - Các phương thức vận hành đề xuất luận văn tài liệu tham khảo tốt, giúp cho cán phương thức điều độ viên Điện lực Đà Nẵng có phương thức vận hành lưới điện tốt - Các sơ đồ lưới điện lập phần mềm PSS/ADEPT sử dụng lâu dài cách hiệu chỉnh theo thực tế biến động cập nhật lại số liệu phụ tải tính tốn - Việc sử dụng phương pháp thu thập số liệu phụ tải tính tốn cho phần mềm PSS/ADEPT áp dụng cho LĐPP khác Thành phố Đà Nẵng - Với công nghệ nay, lõi thép MBA sử dụng vật liệu thép vô định hình, làm giảm đáng kể lượng tổn thất khơng tải MBA (chỉ 1/5 lần so với MBA tiêu chuẩn cũ).Trước tình hình yêu cầu ngày cao EVN EVN CPC việc giảm tổn thất điện nâng cao độ tin cậy cung cấp điện lưới điện phân phối, việc thay MBA sử dụng lâu năm việc mua sắm MBA phục vụ SCL, ĐTXD năm MBA tổn hao thấp vấn đề tất yếu để đạt yêu cầu ... lực Hải Châu, Đà Nẵng sản lượng điện thương phẩm Điện lực Hải Châu chiếm phần tương đối lớn sản lượng điện TP Đà Nẵng, giảm tổn thất điện lưới điện Điện lực Hải Châu tổn thất điện tồn TP Đà Nẵng. .. - Đề xuất số giải pháp để giảm tổn thất điện lưới điện phân phối Điện lực Hải Châu Đối tƣợng phạm vi nghiên cứu - Đối tượng nghiên cứu: Lưới điện phân phối Điện lực Hải Châu - Phạm vi nghiên cứu: ... CỦA CÁC GIẢI PHÁP 4.1 ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRÊN LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC HẢI CHÂU 4.1.1 Cơ sở đề xuất giải pháp giảm TTĐN Điện lực Hải Châu - Sử dụng phương pháp tính