Tổn thất kỹ thuật tính toán

7. Những đóng góp mới của đề tài

2.3.3 Tổn thất kỹ thuật tính toán

2.3.3.1 Tính toán tổn thất điện năng kỹ thuật phần mềm PSS/ADEPT 2.3.3.1.1 Tổn thất công suất và điện năng trên đƣờng dây

Để thuận tiện, ta nêu phƣơng pháp tính toán tổn thất lƣới 22kV tuyến 476SD trạm 110/22kV 40MVA Suối Dộp khu vực huyện Châu Thành trên phần mềm PSS/ADEPT.

Phát tuyến 476SD là 1 phát tuyến trọng điểm của huyện Châu Thành, Điện năng cung cấp hầu hết cho các phụ tải trọng điểm của Huyện: UBND Huyện, Bệnh viện huyện, các khối cơ quan hành chánh sự nghiệp của huyện.

Phát tuyến 476SD nhận điện áp 22kV từ trạm 110/22kV Suối Dộp, kết nối với lƣới điện 22kV của Huyện tại trụ 184B/33B thuộc nhánh rẽ Cầu Da. Cung cấp điện cho khu vực Thị trấn Châu Thành từ trụ 184B/33B đến trụ 184B/39 tuyến đƣờng dây Thị trấn Châu Thành, cung cấp điện cho xã Hảo Đƣớc từ trụ 184B/33B đến trụ 184B/103 nhánh rẽ Cầu Da.

Hình 2.7 Sơ đồ và thông số kỹ thuật tuyến 476SD: tiết diện, khoảng cách giữa các điểm nút.

Phần đƣờng dây (Đƣợc thống kê tại PL2.1)

Từ trụ 1 đến T.184B/33B sử dụng dây 3xAC185mm2 + 1AC120mm2, có tổng chiều dài trục chính là 0,623km; từ trụ 184B/34 đến T.184B sử dụng dây 3xAC95mm2 + 1AC70mm2, có tổng chiều dài trục chính là 2,274km:

Ngoài ra còn có các nhánh rẽ đƣợc thống kê ở phụ lục 2.1

Sơ đồ lƣới điện tuyến 476SD và các thông số kỹ thuật phục vụ tính toán đƣợc trình bày trên hình 2.7. Các thông số trạm biến áp đƣợc tổng hợp trong PL 2.2

Thu thập thông số vận hành dòng điện trung bình của năm theo giờ hoạt động tuyến 476SD năm 2014 tổng hợp trong bảng 2.10.

Bảng 2.9 Các thông số kỹ thuật chi tiết tuyến 476SD xem PL2.1;PL 2.2

Số liệu phụ tải tuyến 476SD trong năm 2014 (Nguồn P.ĐĐ Cty PCTN)

Giờ

Itb nam

Giờ

Itb nam

Bảng 2.10 dòng điện trung bình của năm 2014 theo giờ hoạt động tuyến 476SD

Nhƣ vậy dòng điện trung bình theo thời gian trên tuyến 476 SD năm 2014 (theo thực tế) -Từ 23h-5h: Imax=85,48A

-Từ 5h-8h:Imax=83,04A -Từ 8h-17h: Imax= 88,91A -Từ 17h-23h: Imax=96,3A

TÍNH TOÁN PHÂN BỐ CÔNG SUẤT TUYẾN 476SD Tính toán tổn thất điện năng đƣờng dây

Trong khung Network chọn thƣ mục line, chọn tất cả các đoạn dây dẫn trong thƣ mục line.

Trong khung Snapshot ta chọn thời gian (chọn từng thời điểm tính toán tổng cộng 24h) nhƣ sau: từ 23h-05h, 05h-08h, 08h-17h, 17h-23h...

Bấm biểu tƣợng Load flow calculation để chạy chƣơng trình với snapshot và các đoạn đƣờng dây đã chọn.

Chọn menu Report, chọn Branch Loss Report. Kết quả ta sẽ có tổn thất điện năng phần đƣờng dây tƣơng ứng với thời gian đƣợc chọn, tiếp tục thực cho đến khi thời gian 24h trong 1 ngày bằng bao nhiêu kWh.

KHAI BÁO THÔNG SỐ LÊN SƠ ĐỒ LƢỚI ĐIỆN PSS/ADEPT

Chạy PSS/ADEPT theo từng thời điểm ta đƣợc số liệu nhƣ sau:

Hình 2.9: Dòng điện tại lộ ra tuyến 476SD lúc 5h-8h mô phỏng trên PSS/ADEPT

Hình 2.10 Dòng điện tại lộ ra tuyến 476SD lúc 8h-17h mô phỏng trên PSS/ADEPT

Hình 2.11 Dòng điện tại lộ ra tuyến 476SD lúc 17h-23h mô phỏng trên PSS/ADEPT

Hình 2.12 Dòng điện lớn nhất tại lộ ra tuyến 476SD mô phỏng trên PSS/ADEPT - Số liệu dòng điện, công suất xem phụ lục 2.3 trang 14

BẢNG SO SÁNH DÕNG ĐIỆN Muối giờ

Từ bảng so sánh trên ta thấy dòng điện thực tế và dòng điện chạy trên phần mền PSS/ADEPT là nhƣ nhau.

=> Sử dụng kết quả trên phần mềm PSS/ADEPT để tính tổn thất trên đƣờng dây.

Với kết quả xuất ra từ chƣơng trình (phụ lục 2.3 tổn thất công suất DD-MBA trang 20) ta có:

P 31, 48kW ;Q 61,37kVAR

S cuBASddPQ 31, 48j61, 37 (kVA)

*Tính Po cho kết quả tổng tổn hao không tải của MBA nhân với 24 giờ. Nhƣ vậy ta có tổng tổn thất điện năng của phần đƣờng dây và trạm trong 1 ngày là dA (Wh), tỉ số dA/Atuyến = % tổn thất điện năng trên tuyến.

Tổn thất không tải của MBA trên toàn tuyến 476SD đƣợc thống kê phụ lục 2.2 trang 9 ta cóI0 % 2, 27

Vậy tổn thất không tải của MBA trên toàn tuyến 476SD theo phụ lục 2.2I0 % 2, 27

Tổn thất công suất phản kháng không tải.

CóI0% 2,27

2, 2715.513

=>Qo  352, 5( kVAr)

=>S0BAP0jQ0 36j352, 5 (kVA)

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. Vậy tổng tổn thất công suất trên toàn tuyến 476SD

 SS0 BA S

cuBAS

dd

S (31, 48 36)j (61, 37 352, 5) 67, 48j413, 87 (kVA) Công suất cực đại từ chƣơng trình PSS/ADEPT:

Pmax = 3.950,32 kW Điện năng nhận của tuyến 476SD trong năm 2014:

A 32.747.331( kwh) (đƣợc cung cấp từ phòng KD ĐLCT) Thời gian sử dụng công suất cực đại của tuyến 476SD

 A 32.747.331

T

max Pmax 3.950, 32 8.289, 8( h)

Thời gian sử dụng công suất lớn nhất của tuyến 476SD   (0,124 8.289,8104 ) 2 8.760 7.955, 6(h) Tổn thất điện năng trên toàn tuyến 476SD trong năm 2014

AP 0 MBA t nam (P dPcuMBA ) A 36 8.760 31, 48 7.955, 6 565.803( kwh)

Vậy tổn thất trên tuyến 476SD trong năm 2014

% tổn thất thực tế

Tính toán tƣơng tự nhƣ tuyến 476SD trạm 110/22kV- 40MVA Suối Dộp ta có tổn thất và tỷ lệ tổn thất các phát tuyến trung thế 22kV tỉnh Tây Ninh nhƣ bảng 2.11

Bảng 2.11 So sánh kết quả tổn thất tính toán và thực tế

Các xuất tuyến 22kV

Điện lực Thành Phố Tây Ninh

471TN máy 1T Tây Ninh 472TN máy 2T Tây Ninh 473TN máy 1T Tây Ninh 474TN máy 2T Tây Ninh 475TN máy 1T Tây Ninh 476TN máy 2T Tây Ninh 477TN máy 1T Tây Ninh 478TN máy 2T Tây Ninh 479TN máy 1T Tây Ninh 481TN máy 1T Tây Ninh

Điện lực Gò Dầu 477TB - Gia Bình 471TĐ Thạnh Đức 472TĐ Thạnh Đức 473TĐ Thạnh Đức 474TĐ Thạnh Đức 471PĐ Phƣớc Đông Điện lực Trảng Bàng 471TB máy 1T_Trảng Bàng 472TB máy 2T_Trảng Bàng 473TB máy 1T_Trảng Bàng 474TB máy 2T_Trảng Bàng 475TB máy 1T_Trảng Bàng 476TB máy 2T_Trảng Bàng 477TB máy 1T_Trảng Bàng 478TB máy 2T_Trảng Bàng 471 KCN Trảng Bàng 473 KCN Trảng Bàng 475 KCN Trảng Bàng 477 KCN Trảng Bàng 477 Ben Cau

XT-477-DH-Xuất tuyến 477 Đức Huệ

Điện lực Tân Châu 480TH

473TH 475TH 476TH 478TH 472TH Điện lực Châu Thành 471TN 472SD 474SD 476SD 478SD

Điện lực Dƣơng Minh Châu

471 máy 2T - Thạnh Đức 473 máy 2T - Thạnh Đức 475 máy 2T - Thạnh Đức 475 máy 2T - Tây Ninh 478 máy 2T - Tây Ninh

Điện lực Tân Biên

472TBI trạm Tân Biên 474TBI trạm Tân Biên 476TBI trạm Tân Biên 478TBI trạm Tân Biên 480TBI trạm Tân Biên

Điện lực Hoà Thành 471 TN 472 TN 476 TN Điện lực Bến Cầu 472BC 473BC 474BC 2.3.4 Tổn thất thƣơng mại

Trên cơ sở lý thuyết, tổn thất điện năng trên lƣới điện đƣợc chia làm 2 thành phần: Tổn thất kỹ thuật và tổn thất kinh doanh.

Theo bảng 2.13, kết quả tính toán tổn thất điện năng lƣới điện trung thế và tổn thất điện năng thực tế, ta nhận thấy điện năng tổn thất và tỷ lệ tổn thất tính toán của các xuất tuyến 22kV giữa các huyện và thành phố có sự chênh lệch, đối với các Điện lực huyện có khu công nghiệp nhƣ Trảng Bàng, Gò Dầu, Bến Cầu, Dƣơng Minh Châu, Thành phố Tây Ninh, Bến Cầu, Châu Thành (cụm công nghiệp) thì tổn thất điện năng nhỏ, đồng thời chênh lệch với thực tế không cao có thể chấp nhận, do tỷ trọng sản lƣợng điện công nghiệp xây dựng chiếm trên 60%, Có nghĩa là điện

năng tổn thất và tỷ lệ tổn thất của lƣới điện 22kV hầu nhƣ do thành phần tổn thất kỹ thuật gây nên và có tỷ lệ tổn thất nhỏ ở mức chấp nhận đƣợc.

Ngoài ra, các xuất tuyến 22kV có tiết diện dây dẫn nhỏ, phụ tải cách xa trạm biến áp 110/22kV nhƣng luôn vận hành trong tình trạng đầy hoặc quá tải cục bộ nhƣ xuất tuyến 480TH (Điện lực Tân Châu) có điện năng tổn thất, tỷ lệ tổn thất cao hơn so với các xuất tuyến khác. Tỷ lệ tổn thất điện năng trên xuất tuyến này ở mức cao và có sản lƣợng điện nhận lớn.

Sau khi tính toán tổn thất điện năng các xuất tuyến năm 2014, ta có tỷ lệ chênh lệch giữa điện năng tổn thất thực thế và điện năng tổn thất qua tính toán nhƣ sau:

Tuyến 480TH: Tổn thất điện năng thực tế cao hơn tổn thất điện năng tính toán 922.878kWh/năm tƣơng đƣơng 1,39%.

Dựa vào số liệu trên, tổn thất điện năng lƣới điện trung thế trên địa bàn tỉnh Tây Ninh chủ yếu là thành phần tổn thất kỹ thuật gây nên không thể tránh khỏi do:

+ Vận hành lƣới điện với bán kính cấp điện xa, cần cải tạo thay dây dẫn phù hợp với sự phát triển phụ tải ở khu vực.

+ Xuất tuyến 480TH (từ trụ 123 đến cuối tuyến) đƣợc xây dựng và vận hành lâu năm, tiết diện nhỏ sử dụng dây trục chính AC70, AC50, tiết diện dây dẫn nhỏ dẫn đến vào thời điểm cao tải dây dẫn quá tải, phụ tại tập trung ở cuối nguồn.

+ Công ty Điện lực Tây Ninh đã thƣờng xuyên thực hiện các giải pháp hoán chuyển các máy biến áp phù hợp với công suất phụ tải. Nhƣng do phụ tải thay đổi nhanh nên vẫn còn một số MBA vẫn hành quá tải hoặc non tải.

+ Lƣợng công suất phản kháng phải truyền tải còn lớn, việc bố trí các bộ tụ bù công suất phản kháng chƣa đƣợc hợp lý. Cần lựa chọn vị trí lắp đặt tụ bù tối ƣu và bổ xung công suất bù trên đƣờng dây.

Mặc dù có sự chênh lệch giữa tổn thất điện năng giữa tính toán và thực tế không cao, nhƣng sự chênh lêch này chính là tổn thất do thành phần kinh doanh gây lên, nguyên nhân gây ra lƣợng tổn thất này do:

+ Do điện kế đo đếm không chính xác

+ Tổn thất điện năng khách hàng tác động vào hệ thống đo đếm

+ Ghi chỉ số sai lệch ; + Tổn thất do khách hàng cố ý lấy cắp điện Ngoài những nguyên nhân có thể giảm tổn thất bằng việc phải đầu tƣ thay thế thì cũng có những biện pháp giảm tổn thất là chính cán bộ công nhân viên điện lực có thể xử lý nhƣ nối đúng kỹ thuật các mối nối. Vận hành các TBA kinh tế. Có kế hoạch luân chuyển những máy biến áp theo công suất phù hợp với từng vùng. Thực hiện việc đo đạc dòng định kỳ và san tải kịp thời.