Đặc điểm hệ thống cung cấp điện

7. Những đóng góp mới của đề tài

2.2.2 Đặc điểm hệ thống cung cấp điện

2.2.2.1 Nguồn điện 110kV và trạm 110/22kV

Tây Ninh nằm trong vùng kinh tế trọng điểm phía nam nhận điện 110kV từ các ĐD 110kV Trảng Bàng 2, Bình Long, Dầu Tiếng và trạm 220kV Trảng Bàng. Trong quá trình vận hành có lúc hệ thống điện 110kV vận hành không ổn định đặc biệt khu vực Trạm 110kV Tân Biên có lúc điệp áp còn 100kV. Trong kế hoạch của EVN trong năm 2014-2015 sẽ đầu tƣ đƣờng dây 220kV Bình Long – Tây Ninh và trạm 220kV Tây Ninh dự kiến đến tháng 6/2015 sẽ vận hành trạm 220kV Tây Ninh khi đó điện áp 110kV trên địa bàn Tây Ninh sẽ ổn định, năm 2015 EVN SPC đầu từ đƣờng dây mạch vòng 110KV Châu Thành - Tân Biên và 2 trạm 110/22kV Hòa Thành và Dƣơng Minh Châu.

Hệ thống lƣới điện phân phối tỉnh Tây Ninh đƣợc cấp điện từ các trạm 110/22kV nhƣ sau:

- Trạm 110/22kV Tây Ninh (63+40)MVA có 9 phát tuyến: 471TN, 473TN, 475TN, 477TN, 479TN, 481TN, 472TN, 474TN, 476TN, 478TN.

-Trạm 110/22kV Tân Hƣng (25+40)MVA có 6 phát tuyến: 473TH, 475TH, 472TH, 476TH, 480TH.

-Trạm 110/22kV Tân Biên 40MVA có 5 phát tuyến: 472TBI, 474TBI, 476TBI, 478TBI, 480TBI.

- Trạm 110/22kV Suối Dộp 40MVA có 4 phát tuyến: 472SD, 474SD, 476SD, 478SD.

- Trạm 110/22kV Thạnh Đức (2x25)MVA có 5 phát tuyến: 471TĐ, 473TĐ, 475TĐ, 472TĐ, 474TĐ.

- Trạm 110/22kV Bến Cầu (25+40)MVA có 5 phát tuyến: 473BC, 475BC, 479BC, 472BC, 474BC.

- Trạm 110/22kV Trảng Bàng (40+25)MVA có 7 phát tuyến: 471TB, 473TB, 475TB, 477TB, 472TB, 474TB, 478TB.

-Trạm 110/22kV KCN Trảng Bàng 40MVA có 4 phát tuyến: 471KCN, 473KCN, 475KCN, 477KCN.

- Trạm 110/22kV Phƣớc Đông 63MVA có 6 phát tuyến: 471PĐ, 473PĐ, 475PĐ, 477PĐ, 479PĐ, 481PĐ.

(Nguồn: Phòng Điều độ ngày 30/3/2015 - Công ty Điện lực Tây Ninh)

Với quy mô lƣới điện 110kV đƣợc EVN SPC đầu tƣ phủ khắp địa bàn tỉnh và 9 trạm 110/22kV với tổng dung lƣợng 531 MVA phủ kín (mỗi huyện đều có trạm 110/22kV) nên bán kính cấp điện các xuất tuyến 22kV cũng tƣơng đối không quá xa (từ 17-30km) nên điện áp phía trung áp luôn đảm bảo trong phạm vi cho phép. Hiện nay đang xây dựng thêm trạm 110/22kV 40MVA tại khu vực huyện Hòa Thành đảm bảo cấp điện khu Công nghiệp Chà Là, hỗ trợ cấp điện trạm 110/22kV Thạnh Đức huyện Gò Dầu.

2.2.2.2 Lƣới điện trung hạ thế

Khái quát về hệ thống lƣới điện trên địa bàn tỉnh, cũng nhƣ tình hình cung cấp điện của Công ty Điện lực Tây Ninh:

Hệ thống lƣới điện: Hiện nay, lƣới điện đã phủ khắp địa bàn tỉnh, hầu hết các huyện đầu đã có trạm biến áp 110/22kV (chỉ còn 02 huyện Hòa Thành và Dƣơng Minh Châu đang triển khai xây dựng); Lƣới điện phân phối thì đã đƣợc đƣa về tận các khu dân cƣ vùng sâu, vùng xa, với tỷ lệ hộ dân có điện hiện nay đạt 99,5%.

Hiện Công ty Điện lực Tây Ninh đang quản lý và vận hành: 2.582,86km đƣờng dây trung thế, 4.448,8km đƣờng dây hạ thế với 7.345 trạm biến áp có tổng dung lƣợng là 906.852,5kVA.

Tình trạng cosφ đầu phát tuyến các trạm biến áp 110/22kV đều ở mức cao từ 0,95 trở lên. Đặc biệt EVN SPC và 21 Công ty Điện lực phía Nam luôn quan tâm đến công tác bù trung hạ thế trên lƣới điện phân phối.

Công tác lắp đặt hệ thống bù lƣới điện trung hạ thế trên địa bàn tỉnh Tây Ninh đƣợc lãnh đạo Công ty cũng nhƣ lãnh đạo các Điện lực trực thuộc thực hiện nghiêm túc nhằm giảm chuyên chở công suất phản kháng trên lƣới điện, nhằm giảm dòng điện trên lƣới phân phối để giảm tổn thất điện năng.

Tình trạng kết lƣới tuyến trục 22kV (cỡ dây 240mm2, 185mm2) giữa các trạm 110/22kV đƣợc Công ty Điện lực Tây Ninh đặc biệt chú trọng nhằm hỗ trợ nguồn qua lại giữa các trạm 110/22kV khi có xảy ra sự cố hoặc có cắt điện công tác trên diện rộng nhằm thực hiện đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện

2.3. Thực trạng tổn thất điện năng tại Công ty Điện lực Tây Ninh2.3.1 Thực trạng 2.3.1 Thực trạng

* Điện nhận đầu nguồn:

Điện nhận đầu nguồn năm 2010 là 1.276,82 triệu kWh và tăng đều trong các năm tiếp theo. Năm 2014, điện nhận đầu nguồn năm đạt 2.059,3 triệu kWh, tăng 61% so với năm 2010. Nhƣ vậy, trong 5 năm hoạt động, lƣợng điện mua đầu nguồn đã tăng gần gấp 1,6 lần, điều đó thể hiện nhu cầu về điện tại tỉnh Tây Ninh ngày càng cao.

*Điện thƣơng phẩm:

Điện thƣơng phẩm 2010 là 1.161,89 triệu kWh. Điện thƣơng phẩm năm 2014 đạt 1.775,9 triệu kWh, tăng 20% so với năm 2013, tăng 53% so với năm 2010. Nếu tính thêm phần thƣơng phẩm bán qua CPC thì tốc độ tăng thƣơng phẩm đến 67,4% so với năm 2010.

Qua số liệu trên ta thấy, tốc độ tăng trƣởng của điện năng thƣơng phẩm tăng nhanh hơn điện đầu nguồn, điều đó chứng tỏ lƣợng điện năng tổn thất giảm dần trong các năm.

Điện thƣơng phẩm tăng nhanh do một số nguyên nhân chính sau:

- Do thực hiện chính sách mời gọi đầu của tỉnh Tây Ninh vào các khu công nghiệp, cụm công nghiệp trên địa bàn tỉnh trong thời gian qua nên tốc độ tăng thƣơng phẩm rất cao bình quân 16,9% từ năm 2010 đến 2014

- Nhu cầu tiêu dùng điện ngày càng lớn, chủ yếu là khách hàng tƣ gia nên nhu cầu về điện ngày càng nhiều.

- Mức tăng trƣởng chung của nền kinh tế quốc dân dẫn đến các thành phần phụ tải tiêu dùng, điện cho sản xuất, kinh doanh và dịch vụ, chiếu sáng. . . . ngày càng tăng.

2.3.2 Đánh giá chung

Để chi tiết hơn, ta đi sâu phân tích tốc độ tăng trƣởng và tỷ trọng các ngành sử dụng điện trên địa bàn thông qua bảng phân tích cơ cấu thành phần phụ tải

Bảng 2.5 Cơ cấu thành phần phụ tải của Công ty Điện lực Tây Ninh giai đoạn 2010 – 2014

T

Chỉ tiêu T

1 Nông, lâm nghiệp, thủy sản

2 Công nghiệp xây dựng

3 4 5

Thƣơng nghiệp dịch vụ Quản lý tiêu dung Hoạt động khác Điện trkWh trkWh trkWh 15,86 6 397,308 16,98 5 418,14 19,51 8 470,01 191% 140% 142% 107%

Hình 2.4 Biểu đồ phản ánh cơ cấu điện TP của Công ty điện lực Tây Ninh giai đoạn 2010-2014

Nguồn: Báo cáo kinh doanh hàng năm- Công ty Điện lựcTây Ninh

Trong các năm qua sản luợng điện dùng cho thƣơng nghiệp, dịch vụ, nông lâm nghiệp thủy sản và dùng cho các hoạt động khác rất ít, chiếm tỷ trọng rất nhỏ. Thay vào đó là tăng sản lƣợng điện dùng cho công nghiệp xây dựng và quản lý tiêu dùng.

*Đặc điểm của từng loại hộ tiêu thụ:

- Điện năng tiêu thụ cho công nghiệp, xây dựng: Điện năng cho thành phần công nghiệp tăng ổn định qua các năm, năm 2010 tăng 22,07% so với năm 2009 và năm 2011 tăng 24,6% so với năm 2010 và đến năm 2014 tăng 28,57% so với năm 2013. Sau 5 năm, sản lƣợng điện thƣơng phẩm dùng cho công nghiêp, xây dựng đã tăng 186%. Cung cấp điện cho công nghiệp thƣờng là lƣới trung áp, nên tổn thất thƣờng ổn định ở mức thấp. Tuy nhiên, có nhiều nhà máy xí nghiệp trang bị thiết bị lạc hậu, xuống cấp, hiệu suất thấp với hệ số cos <0,9. Vì vậy, Công ty cần lắp các

hệ thống tụ bù trên các đƣờng dây trung áp. Phụ tải ổn định, tiêu thụ điện năng lớn. Nên khuyến khích sử dụng điện vào giờ thấp điểm.

- Quản lý tiêu dùng dân cƣ: Điện năng cho quản lý tiêu dùng chiếm tỉ trọng tƣơng đối sau công nghiệp xây dựng, năm 2010 đạt 397,308 triệu kWh chiếm

41,63% điện năng thƣơng phẩm của Công ty thì đến năm 2014 đạt 555,57 triệu kWh chiếm 31,28% điện năng thƣơng phẩm của Công ty. So sánh các năm thì nhận thấy điện tiêu dùng cho dân cƣ cũng tăng hàng năm, đến năm 2014 đạt 555,570 triệu kWh, vƣợt 6,68% so với năm 2013 và hơn 39,83% so với năm 2010. Đây là thành phần phức tạp trong quản lý cũng nhƣ gây ra nhiều tổn thất điện năng (chủ yếu là tổn thất thƣơng mại). Đồ thị phụ tải chênh lêch giữa Pmax và Pmin lớn, do nhu cầu sinh hoạt chủ yếu tập chung vào giờ cao điểm (17h-20h), trong khi vào giờ thấp điểm (22h-4h) lại sử dụng rất ít làm cho chênh lệch đồ thị phụ tải là rất lớn.

Qua phân tích trên ta thấy, tỷ trọng tiêu dùng điện thƣơng phẩm đang có sự dịch chuyển dần dần trong cơ cấu ngành qua các năm. Cụ thể: khi các khu, cụm công nghiệp đi vào hoạt động, tỷ trọng điện dùng cho tiêu dùng dân cƣ giảm dần từ chiếm 41,63% điện thƣơng phẩm (năm 2010) thì đến năm 2014 chỉ còn chiếm 31,28% điện năng thƣơng phẩm của Công ty. Chính điều này cũng giúp cho Công ty giảm đƣợc tổn thất điện năng thƣơng mại.

Tình hình tổn thất trung áp, hạ áp tại Công ty

Tổn thất điện năng trong khâu truyền tải và phân phối điện luôn là một trong những chỉ tiêu KT-KT quan trọng nhất trong hoạt động sản xuất kinh doanh của ngành điện nói chung trong đó có của Tổng Công ty Điện lực miền Nam và Công ty Điện lực Tây Ninh. Việc giảm tổn thất điện năng luôn là mối quan tâm hàng đầu của các Công ty Điện lực. Trong những năm qua, tận dụng mọi nguồn lực, bằng mọi nỗ lực của mình, Công ty Điện lực Tây Ninh đã đạt đƣợc những thành công nhất định, từng bƣớc giảm tổn thất hoàn thành kế hoạch Tổng Công ty giao

Bảng 2.6 Tình hình thực tế TTĐN của PCTN giai đoạn 2010- 2014

T T

1 Điện đầu nguồn

2 Điện thƣơng phẩm

Tỷ lệ tổn thất TH

3 KH giao

So sánh tăng, giảm

4 Điện tổn thất

Hình 2.5 Biểu đồ phản ánh tình hình thực hiện tổn thất điện năng của

tồ n t h ấ t (% ) T ỷ lệ

Bảng 2.7 Tình hình thực tế tổn thất điện năng của Các Điện lực trực thuộc giai đoạn 2010- 2014

Năm TT Đơn vị Điện lực 1 TP.Tây Ninh 2 Hoà Thành 3 ĐL Châu Thành 4

Dƣơng Minh Châu 5 Trảng Bàng 6 Gò Dầu 7 Bến Cầu 8 Tân Châu 9 Tân Biên Toàn Công ty

Nguồn - Báo cáo kinh doanh từ năm 2010 đến năm 2014 - PCTN

Bảng 2.8 Tổng điện năng nhận, thƣơng phẩm, tổn thất lƣới hạ áp Năm

2013

% 9.00 8.00 7.00 6.00 5.00 4.00 3.00 2.00 1.00 0.00

Quí I Quí II Quí III

Năm 2011

(Hình 2.6: biểu đồ TTĐN theo quý, nguồn phòng KH/KT Công ty Điện lực Tây Ninh)

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