Các giải pháp kỹ thuật nhằm giảm tổn thất điện năng

7. Những đóng góp mới của đề tài

3.1 Các giải pháp kỹ thuật nhằm giảm tổn thất điện năng

3.1.1 Cải tạo, hoàn thiện lưới điện phân phối đúng tiêu chuẩn kỹ thuật

Hoàn thiện kết cấu lƣới điện theo đúng tiêu chuẩn kỹ thuật và phù hợp với quy hoạch phát triển lƣới điện của khu vực là vấn đề cấp bách cần thực hiện.

Đối với lƣới điện khu vực tỉnh Tây Ninh. Để đảm bảo đúng yêu cầu kỹ thuật kết cấu lƣới điện phải đảm bảo tuân theo các quy định, quy phạm ngành và tuân theo quy hoạch phát triển điện lực tỉnh Tây Ninh giai đoạn 2010-2015 có xét đến 2020 do Viện nghiên cứu Chiến lƣợc, Chính sách công nghiệp lập tháng 11/2011 đƣợc Bộ Công Thƣơng phê duyệt theo Quyết định số 5905 ngày 11/11/2011.

Lƣới điện trung thế

Tiết diện dây dẫn và bán kính cấp điện:

a) Điện áp lƣới điện trung thế: Cấp điện áp 22kV đƣợc chuẩn hoá cho phát triển lƣới điện trung thế trên địa bàn tỉnh.

b) Cấu trúc lƣới điện:

- Khu vực thành phố, khu đô thị mới, thị xã, thị trấn và các hộ phụ tải quan trọng, lƣới điện đƣợc thiết kế mạch vòng, vận hành hở; khu vực nông thôn, lƣới điện đƣợc thiết kế hình tia.

- Các đƣờng trục trung thế mạch vòng ở chế độ làm việc bình thƣờng chỉ mang tải từ 60-70% công suất so với công suất mang tải cực đại cho phép của đƣờng dây.

- Sử dụng đƣờng dây trên không 22kV 3 pha 4 dây cho đƣờng trục và các nhánh rẽ. Tại khu vực thành phố, thị xã, thị trấn và khu vực đông dân cƣ, các nhánh rẽ cấp điện cho trạm biến áp chuyên dùng có thể sử dụng cáp ngầm hoặc cáp bọc cách điện, cáp vặn xoắn trên không nhằm tiết kiệm vốn đầu tƣ để bảo đảm an toàn và mỹ quan đô thị.

c) Tiết diện dây dẫn:

- Khu vực nội thành, nội thị, khu đô thị mới, khu du lịch, khu công nghiệp:

+ Đƣờng trục: Sử dụng dây nhôm lõi thép với tiết diện tƣơng đƣơng AC- 185mm2 hoặc AC-240mm2.

+ Các nhánh rẽ: Sử dụng dây nhôm lõi thép với tiết diện95mm2.

- Khu vực ngoại thành, ngoại thị và nông thôn:

+ Đƣờng trục, các nhánh có chiều dài lớn sử dụng lƣới 22kV 3 pha 4 dây, các nhánh nhỏ dùng lƣới 1 pha (12,7kV). Dây dẫn dùng dây nhôm lõi thép có tiết diện đƣờng trục 95mm2, tiết diện nhánh rẽ 50mm2;

d) Gam máy biến áp phân phối:

- Khu vực thành phố, thị xã, đô thị mới, thị trấn sử dụng các máy biến áp ba pha có gam công suất từ 100÷630kVA;

- Khu vực nông thôn, miền núi sử dụng các máy biến áp một pha có gam công suất từ 15kVA÷100kVA và máy ba pha công suất 75÷250kVA;

- Các trạm biến áp chuyên dùng của khách hàng đƣợc thiết kế phù hợp với quy mô phụ tải.

- Khu vực thành phố, thị xã, khu đô thị mới và các hộ phụ tải quan trọng: Sử dụng cáp vặn xoắn ruột nhôm nổi (ABC), loại 4 ruột chịu lực, tiết diện 70mm2, bán kính cấp điện 300÷500m.

- Khu vực ngoại thành, ngoại thị và nông thôn: Sử dụng cáp vặn xoắn ruột nhôm nổi (ABC), loại 4 ruột chịu lực, tiết diện 50mm2, bán kính cấp điện

500÷800m.

3.1.2 Công tác quản lý kỹ thuật (QLKT), quản lý vận hành (QLVH)

- Tiếp tục thực hiện các biện pháp Quản lý kỹ thuật - Vận hành theo quyết định 994/QĐ-EVN ngày 15/4/2009.

- Nghiêm chỉnh thực hiện các biện pháp quản lý lƣới điện tuân thủ theo các quy trình QLVH và các hƣớng dẫn của EVN và EVN SPC về các biện pháp giảm TTĐN.

- Tiếp tục ứng dụng chƣơng trình PSS/ADEPT thực hiện mô hình hóa lƣới điện trung hạ áp để tính toán TTĐN kỹ thuật và phân tích tìm hiểu nguyên nhân, tính toán phân bổ vị trí bù tối ƣu.

- Tiếp tục tăng cƣờng theo dõi tải trạm biến áp công cộng: chủ động hơn trong công tác phát triển khách hàng, xử lý kịp thời các trạm non quá tải góp phần làm giảm TTĐN.

- Ƣu tiên xử lý các khiếm khuyết gây tổn thất điện năng trƣớc nhƣ nối đất, mối nối phi kỹ thuật, tập trung phân tích tổn thất điện năng theo từng cấp điện áp, từng khu vực. Ƣu tiên thực hiện các giải pháp giảm tổn thất hạ áp.

- Thực hiện công tác cân pha đảm bảo độ lệch dòng điện pha lớn nhất và nhỏ nhất nhỏ hơn 15%. Không để đƣờng dây và trạm biến áp vận hành quá tải. Hoán chuyển máy biến áp non quá tải. Đảm bảo lƣới điện vận hành kinh tế.

- Theo dõi điều chỉnh điện áp tại các trạm biến áp đảm bản bằng 1,05%Uđm vào giờ thấp điểm. Lập phƣơng án xử lý các đƣờng dây sụt áp cao. Ƣu tiên thực hiện trƣớc đối với khu vực có sản lƣợng lớn, bán kính cấp điện xa.

- Nâng cấp lƣới điện 1 pha 2 dây lên 1 pha 3 dây và 1 pha 3 dây lên 3 pha 4 dây đối với lƣới điện hạ áp quá tải.

- Tăng cƣờng phối hợp với các cấp chính quyền địa phƣơng và các cơ quan chức năng tổ chức thực hiện thƣờng xuyên và liên tục công tác tuyên truyền về an toàn điện và bảo vệ an toàn các công trình lƣới điện cao áp trong nhân dân bằng nhiều hình thức, có sức thu hút, lôi cuốn nhiều ngƣời ở mọi tầng lớp.

- Theo dõi tiến độ xây dựng Trạm 220/110kV Tây Ninh và các lộ ra 110kV, các trạm 110/22kV Hòa Thành (dự kiến đƣa vào sử dụng trong tháng 8/2015), trạm 110/22kV Phƣớc Đông 2, lắp MBA T2 - 40MVA trạm 110kV KCN Trảng Bàng (dự kiến tháng 4/2015), lắp MBA T1 - 40MVA trạm 110kV Tân Biên (dự kiến tháng 8/2015) để kịp thời báo cáo SPC đẩy nhanh tiến độ cũng nhƣ hỗ trợ các đơn vị liên quan khi gặp trở ngại. Chuẩn bị hoàn tất phƣơng án khai thác tải các trạm trên đảm bảo đƣa vào vận hành ngay khi nghiệm thu công trình.

3.1.3 Cải tạo lƣới điện trung thế trục chính tuyến 480TH

Từ những phân tích ở trên để giảm tổn thất điện năng cho tuyến 480TH trạm 110/22kV Tân Hƣng cần cải tạo thay dây hoàn tất tuyến 480TH, giải pháp kỹ thuật đƣợc đƣa ra là thay dây từ trụ 123 đến trụ 323 tuyến 480TH chiều dài 15.009m hiện hữu bằng dây AC185mm2 cho dây pha và dây AC95mm2 cho dây trung hòa, thu hồi 3 dây AC70mm2 và 1 dây AC50mm2 hiện hữu từ trụ 123 đến trụ 323 tuyến 480TH.

Bảng 3.1 Thông số tuyến 480TH sau khi thay dây dẫn đƣờng trục

STT Tuyến đƣờng dây

Tuyến 480 Tân Hƣng

1

Đồng Pan - Kà Tum (Mạch

Kết quả tính toán phân bố công suất và tổn thất điện năng trên tuyến 480TH trƣớc khi thay dây bằng phần mềm PSS/ADEPT đƣợc tổng hợp trong bảng 2.11, ta có tổn thất điện năng trên tuyến 480TH là 7,84%.

Sau khi thay dây, kết quả tính toán phân bố công suất và tổn thất điện năng trên tuyến 480TH bằng phần mềm PSS/ADEPT đƣợc tổng hợp trong bảng PL3.1 (tr.21).

Tổn thất điện năng trên các đƣờng dây sau khi thay dây dẫn: Tổng tổn thất công suất không tải các TBA vẫn giữ nguyên:

CóI0% 7,49

=>Q

o

=>S

0BA

Phần mềm tính toán PSS/ADEPT đã tính toán cả tổn thất điện năng có tải MBA, do đó ta không cần tính toán tổn thất có tải MBA. Vì vậy tổng tổn thất công suất tuyến 480TH là:

Nhập lại thông số tổng trở cho dây dẫn và chạy lại trên phần mềm PSS/ADEPT ta đƣợc

Với kết quả xuất ra từ chƣơng trình PL3.1 (tr.50) tổn thất công suất DD- MBA sau khi thay dây tuyến 480TH ta có:

P 618kW

Q 856kVAR

S cuBASddPQ 618j856 (kVA) Công suất cực đại từ chƣơng trình PSS/ADEPT:

P=13.789,57kW

Tổng sản lƣợng điện năng nhận của tuyến 480TH trong năm 2014 là:

A 66.279.734( kWh) (đƣợc cung cấp từ phòng KD ĐLTC)

Thời gian sử dụng công suất cực đại của tuyến 480TH sau khi thay dây  A 66.279.734

T

max Pmax 13.789, 58 4.806( h)

Thời gian sử dụng công suất lớn nhất của tuyến 480TH sau khi thay dây   (0,124 4.806104 )2 8.760 3.202( h)

Tổn thất điện năng trên toàn tuyến 480TH sau khi thay dây

AP 0 MBA t nam (P dPcuMBA ) A 87, 66 8.760 618 3.202 2.746.737( kwh)

Vậy tổn thất trên tuyến 480TH sau khi thay dây là

A Atonhao 2.746.737 4,1%

Anhan 66.279.734

So sánh kết quả với trƣớc khi thay dây

% tổn thất chƣa thay dây

Bảng 3.2 Kết quả tính TTĐN tuyến 480TH sau khi thay dây dẫn

Tuyến

đƣờng dây

480TH Tổng

3.1.4 Giải pháp lắp đặt tụ bù trên các xuất tuyến phân phối

Công suất phản kháng đƣợc tiêu thụ ở động cơ không đồng bộ, máy biến áp và mọi nơi có từ trƣờng.

+ Động cơ không đồng bộ: tiêu thụ khoảng 60-65% tổng công suất phản kháng truyền tải trong mạng điện.

+ Máy biến áp: tiêu thụ khoảng 20-25% tổng công suất phản kháng truyền tải trong mạng điện.

Công suất phản kháng nó không sinh công nhƣng cũng không thể thiếu vì công suất phản kháng Q là công suất từ hóa và tạo ra từ thông tản trong máy điện xoay chiều.

- Hệ số công suất Cosφ dùng để biểu diễn mối liên hệ giữa các dạng công suất của hệ thống điện P, Q, S thông qua góc lệch pha giữa điện áp và dòng điện. Mối quan hệ giữa các đại lƣợng đƣợc tính theo công thức sau

Trong đó: P(W, kW) - công suất tác dụng là công suất đƣợc biến thành công hữu ích nhƣ cơ năng, quang năng, nhiệt năng; Q(Var, kVAr) - công suất phản kháng là công suất dùng để từ hóa và tạo ra từ thông tản trong các máy điện xoay chiều, công suất phản kháng không sinh công và S(VA, kVA) - công suất biểu khiến dùng để biểu thị mối liên hệ giữa P và Q.

Từ những phân tích trong chƣơng II để giảm tổn thất công suất trên đƣờng dây ta có thể giảm lƣợng công suất phản kháng hoặc công suất tác dụng truyền tải trên đƣờng dây. Nhƣng lƣợng công suất tác dụng phụ thuộc vào nhu cầu phụ tải không thay đổi đƣợc, nên ta có thể giảm lƣợng công suất phản kháng trên đƣờng dây.

Tổn thất công suất tác dụng đƣợc xác định theo công thức

∆P = U

Khi giảm đƣợc lƣợng công suất phản kháng truyền tải trên đƣờng dây sẽ giảm đƣợc lƣợng tổn thất công suất do công suất phản kháng gây ra. Và dễ dàng dùng các thiết bị bù cung cấp công suất phản kháng ngay tại trung tâm phụ tải.

Để bù công suất phản kháng, ta có thể sử dụng tụ bù tĩnh điện hoặc máy bù, hay còn gọi là máy bù đồng bộ. Ƣu khuyết điểm của hai loại thiết bị này đƣợc giới thiệu trong bảng 3.3.

Bảng 3.3 So sánh đặc tính kinh tế- kỹ thuật của máy bù và tụ tù

Máy bù đông bộ

Lắp ráp, vận hành, sửa chữa phức tạp, dễ gây sự cố ở phần quay

Giá thành đắt

Tiêu thụ nhiều điện năng, ∆P 5%Qb Tiếng ồn lớn

Chỉ chế tạo máy bù công suất lớn từ 5MVAr trở lên

Mặt khác, với ƣu điểm là nhỏ gọn dễ dàng lắp đặt, vận hành đơn giản, độ tin cậy cao nên có thể phân ra nhiều bộ rải rác trên lƣới không cần ngƣời trông nom vận hành nên có thể bù sâu hơn.

Từ những ƣu nhƣợc điểm trên em quyết định lắp tụ bù để bù công suất phản kháng nâng cao hệ số công suất.

Khi đó dung lƣợng tụ bù cần lắp đƣợc tính theo công thức sau Qbu =P tan φ1-tanφ 2 (kVar) (3.3)

Trong đó: P: phụ tải tác dụng của trạm biến áp phụ tải (kW); : hệ số công suất trƣớc khi bù; : hệ số công suất mong muốn sau khi bù

Công thức (3.3) để áp dụng tính toán công suất bù công suất phản kháng trên lƣới điện bằng phƣơng pháp tính toán. Trong phạm vi đề tài, sử dụng phần mềm

Chạy phần mềm PSS/ADEPT ta xác định các vị trí cần bù nhƣ trong PL3.2 (tr.57) của tuyến 476SD.

Sau khi lắp bù tổng tổn thất công suất tuyến 476SD:

 SS0 BA S

cuBAS

dd

Tổng tổn thất công suất không tải các TBA vẫn giữ nguyên:

CóI0% 2,27 =>Q o =>S0BAP0jQ0 *ScuBASdd 29,34 + j57, 89 S (29, 34 36)j (57, 89 352, 5) 65, 34j419, 39 (kVA) AP 0 MBA t nam (P dPcuMBA ) A 36 8.760 29, 34 7.955, 6 548.777( kwh)

Bảng 3.4 kết quả tính toán bù công suất phản kháng tuyến 476SD

%A

Tính toán tƣơng tự nhƣ tuyến 476SD ta có vị trí bù đối với các phát tuyến khác nhƣ ở bảng 3.5

Bảng 3.5 Kết quả tính toán tổn thất điện năng sau lắp đặt tụ bù ở các phát tuyến.

Số thứ tự Tuyến đƣờng dây I. ĐL TÂN CHÂU 1 Tuyến 472TH 2 Tuyến 475TH 3 Tuyến 476TH 4 Tuyến 478TH II. ĐL BẾN CẦU 5 Tuyến 472BC 6 Tuyến 474BC 7 Tuyến 473BC ĐL CHÂU THÀNH 8 Tuyến 472SD 9 Tuyến 474SD 10 Tuyến 476SD ĐL DƢƠNG MINH CHÂU 11 Tuyến 471TĐ 12 Tuyến 473TĐ 13 Tuyến 475TĐ 14 Tuyến 478TN

20 Tuyến 476TB 21 Tuyến 478TB 22 Tuyến 471KCNTB 23 Tuyến 473KCNTB 24 Tuyến 475KCNTB 25 Tuyến 477KCNTB ĐL TÂN BIÊN 26 Tuyến 472TBI 27 Tuyến 474TBI ĐL HÕA THÀNH 28 Tuyến 471TN 29 Tuyến 476TN ĐL THÀNH PHỐ TÂY NINH 30 Tuyến 471TN 31 Tuyến 472TN 32 Tuyến 479TN Tổng (kWh)

3.1.5. Sửa chữa cải tạo LHT các trạm có tổn thất cao trên 15%.

Trong các năm 2013, 2014 Công ty Điện lực Tây Ninh đã tổ chức điều tra số lƣợng khách hàng thuộc trạm biến áp công cộng, thay thế chuẩn xác công tơ đo đếm tổng trạm công cộng để khoanh vùng tổn thất điện năng lƣới hạ thế nhằm có kế hoạch sửa chữa, cải tạo lƣới điện giảm tổn thất điện năng lƣới điện hạ thế. Thống kê tổn thất lƣới hạ thế qua các năm theo bảng 3.6

Bảng 3.6 thống kê tổn thất điện năng lƣới hạ thế

(Nguồn phòng KT.GSMBĐ Công ty Điện lực Tây Ninh)

Stt 1 2

3 Quý I-2015

Trong đó số lƣợng trạm có tổn thất điện năng trên 15% là 286 trạm theo PL3.3 (tr.68) thuộc các khu vực lƣới hạ áp nông thôn tiếp nhận chƣa đƣợc sửa chữa,

nhƣ trụ điện, dây dẫn, tiếp địa chƣa đảm bảo kỹ thuật, việc bố trí các trạm điện chƣa đúng tâm phụ tải do đó điện áp cuối nguồn không đảm bảo dẫn đến tổn thất điện năng lƣới hạ thế các khu vực này tƣơng đối cao.

Bảng 3.7 thống kê các trạm có tổn thất điện năng lƣới hạ thế trên 15%

(Nguồn phòng KT.GSMBĐ Công ty Điện lực Tây Ninh)

Trạm

286 T3/2015

Để giảm tổn thất điện năng lƣới hạ thế các khu vực này, phƣơng án sửa chữa cải tạo lƣới hạ thế nhƣ sau:

- Đối với các trạm xa trung tâm phụ tải di dời về tâm phụ tải (nếu khu vực có lƣới trung thế), đối với khu vực không có lƣới trung thế thì kéo mới lƣới trung thế để di dời trạm về tâm phụ tải.

- Cải tạo thay dây dẫn phù hợp công suất trạm, thay trụ điện không đúng tiêu chuẩn, tăng cƣờng tiếp địa lƣới hạ thế.

- Điều chỉnh điện áp MBA Udm=105% vào giờ thấp điểm.

Kết quả tính toán phƣơng án sửa chữa lƣới hạ áp các khu vực trên theo PL3.4 (tr.80) đính kèm. Theo ƣớc tính sau khi sửa chữa theo phƣơng án đã đƣa ra thì tổn thất điện năng các trạm này sẽ còn khoảng 7% theo bảng 3.8

Bảng 3.8 TTĐN các trạm trên 15% sau khi cải tạo

(Theo phụ lục 3.4 đính kèm)

Trạm

THÁNG BÁO CÁO

286 T3/2015

3.2 Các giải pháp tổ chức, quản lý giảm tổn thất điện năng 3.2.1 Nâng cao chất lƣợng trong công tác quản lý vận hành

Công tác tổ chức: Cấp Công ty

- Ban chỉ đạo (BCĐ) giảm TTĐN tiếp tục phát huy đƣợc hiệu quả hoạt động trong công tác giảm TTĐN. Tính toán giao chỉ tiêu TTĐN cho các Điện lực trên cơ sở chỉ tiêu TTĐN đƣợc cấp trên giao, thực hiện theo dõi sát sao và có chỉ đạo kịp thời giúp các đơn vị và PCTN hoàn thành kế hoạch giảm TTĐN.

- Việc đƣa chỉ tiêu TTĐN vào tiêu chí xét thi đua để tạo động lực cho các

đơn vị phấn đấu thực hiện chỉ tiêu này.