CHƯƠNG 3. GIỚI THIỆU PHẦN MỀM PSS/ADEPT, ĐÁNH GIÁ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ ĐỒNG HỚI
3.4. Đánh giá tình hình tổn thất điện năng lưới điện Thành phố Đồng Hới
3.4.1. Tình hình tổn thất điện năng:
Tình hình tổn thất điện năng được được thống kê trong các bảng sau:
Bảng 3.1. TTĐN lưới điện thành phố Đồng Hới mùa đông từ tháng 1-3/2018
TT Tên XT
ΔPmax mùa đông (KW)
Kđt
mùa đông
ΔPo (KW)
Thời gian mùa đông
Sản lượng thanh cái (triệu kWh)
Tỷ lệ TTĐN
(%)
Điện lực Đồng Hới
1 471/ĐH 33,131 0,449 35,847 2160 5.987,684 1,83 2 472/ĐH 16,075 0,397 4,535 2160 4.308,059 0,55 3 473/ĐH 24,44 0,566 36,215 2160 4.664,990 2,32 4 474/ĐH 24,446 0,405 23,920 2160 4.499,474 1,62 5 475/ĐH 28,013 0,469 26,720 2160 4.296,977 2,00 6 476/ĐH 34,417 0,337 20,665 2160 4.528,100 1,54 7 477/ĐH 5,827 0,397 17,745 2160 820,180 5,28 8 478/ĐH 23,589 0,427 25,795 2160 4.326,157 1,79 9 471/BĐH 18,999 0,377 15,243 2160 2.851,315 1,70 10 473/BĐH 20,149 0,424 27,772 2160 3.316,962 2,36 11 477/BĐH 23,117 0,490 37,082 2160 4.357,560 2,40 12 372/ĐH 92,968 0,436 22,620 2160 10.654,990 1,28
Tổng cô ̣ng: 54.612,448 1,76 Bảng 3.2. TTĐN lưới điện thành phố Đồng Hới mùa hè từ tháng 4-8/2018
TT Tên XT
ΔPmax mùa hè
(KW)
Kđt
mùa hè
ΔPo (KW)
Thời gian mùa hè
Sản lượng thanh cái (triệu kWh)
Tỷ lệ TTĐN
(%) 1 471/ĐH 48,530 0,709 35,847 3672 14.814,384 1,74
TT Tên XT
ΔPmax mùa hè
(KW)
Kđt
mùa hè
ΔPo (KW)
Thời gian mùa hè
Sản lượng thanh cái (triệu kWh)
Tỷ lệ TTĐN
(%) 2 472/ĐH 16,407 0,683 4,535 3672 9.509,053 0,61 3 473/ĐH 39,774 0,670 36,215 3672 10.619,175 2,17 4 474/ĐH 27,507 0,666 23,920 3672 9.149,108 1,69 5 475/ĐH 36,955 0,649 26,720 3672 9.486,404 1,96 6 476/ĐH 37,847 0,650 20,665 3672 10.973,935 1,51 7 477/ĐH 14,472 0,566 17,745 3672 5.242,231 1,82 8 478/ĐH 44,883 0,676 25,795 3672 11.932,566 1,73 9 471/BĐH 21,322 0,738 15,243 3672 6.926,617 1,64 10 473/BĐH 55,443 0,615 27,772 3672 10.168,417 2,23 11 477/BĐH 31,970 0,560 37,082 3672 9.050,187 2,23 12 372/ĐH 84,797 0,720 22,620 3672 21.932,543 1,40
Tổng cô ̣ng 129.804,620 1,70
Bảng 3.3. TTĐN lưới điện thành phố Đồng Hới 8 tháng năm 2018
TT Tên xuất tuyến
Sản lượng tổn thất (triê ̣u kWh) Sản lượng thanh cái 8 tháng năm 2018 (triệu
kWh)
Tỷ lệ TTĐN
(%) 3 mùa
đông 2018 (T1-3)
5 tháng mùa hè
2018 (T4-8)
8 tháng năm 2018
1 471/ĐH 109,593 258,022 367,615 20.802,068 1,77 2 472/ĐH 23,594 57,779 81,372 13.817,112 0,59 3 473/ĐH 108,090 230,766 338,855 15.284,165 2,22 4 474/ĐH 73,040 155,061 228,101 13.648,582 1,67 5 475/ĐH 86,070 186,118 272,189 13.783,381 1,97 6 476/ĐH 69,675 166,159 235,835 15.502,035 1,52 7 477/ĐH 43,331 95,248 138,579 6.062,411 2,29 8 478/ĐH 77,458 206,111 283,568 16.258,723 1,74
9 471/BĐH 48,415 113,773 162,188 9.777,932 1,66 10 473/BĐH 78,437 227,173 305,610 13.485,379 2,27 11 477/BĐH 104,551 201,862 306,413 13.407,747 2,29 12 372/ĐH 136,387 307,239 443,626 32.587,533 1,36 Tổng cô ̣ng 958,640 2.205,310 3.163,950 184.417,068 1,72 Tỷ lệ tổn thất trên Bảng 3.3 cao hơn tỷ lệ tổn thất do Tổng Công ty Điện Lực Miền Trung (EVNCPC) yêu cầu. Tổn thất được thống kê trên bao gồm tổn thất kỹ thuật và tổn thất phi kỹ thuật. Vì vậy cần xem xét các giải pháp giảm tổn thất để đảm bảo chất lượng điện năng cũng như hiệu quả kinh tế. Để đạt được mục tiêu giảm tổn thất điện năng cần tiến hành đồng thời nhiều biện pháp như:
3.4.2. Đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng có tính đến hiệu quả kinh tế:
Các giải pháp kỹ thuật
- Nâng cao điện áp định mức của lưới điện phù hợp với quy hoạch phát triển lưới điện khu vực, nếu thấy phụ tải tăng trưởng mạnh về giá trị cũng như khoảng cách, với cấp điện áp định mức cũ không đáp ứng được.
Yêu cầu nhà máy phải vận hành để đảm bảo mọi thời điểm điện áp tại điểm đấu nối không vượt quá giá trị cho phép lớn nhất là 23,5KV (bằng +5% Uđm). Lúc này nhà máy hoạt động bằng với công suất của phụ tải trên tuyến (trạm 110KV không nhận công suất ngược chuyển từ lưới 22kV của phát tuyến 22kV chuyển lên).
- Bù kinh tế trong mạng điện phân phối bằng các cụm tụ điện.
Phần lớn các tuyến trung thế trên địa bàn TP. Đồng Hới đều được lắp đặt các bộ tụ bù trung thế, hầu hết các bộ tụ được lắp đặt là bộ tụ bù cố định, các bộ tụ bù hạ thế một số bộ được điều khiển theo thời gian, điện áp và rất ít bộ được lắp bộ điều khiển theo công suất phản kháng (VAr).
Tính toán bằng modul CAPO chương trình PSS – ADEPT, nhập số liệu kinh tế vào chương trình PSS/ADEPT để chương trình tính toán.
- Hoàn thiện kết cấu trúc lưới điện để có thể vận hành với tổn thất nhỏ nhất.
Đường dây trung áp của khu vực có tỷ lệ TTĐN gần 50% so với lượng TTĐN trên toàn bộ lưới điện trung thế, việc giảm TTĐN trên đường dây trung thế hết sức quan trọng nhằm giảm TTĐN nói chung và nâng cao khả năng truyền tải của đường dây cũng như nâng cao khả năng cung cấp điện cho phụ tải.
Sau khi tính toán TTĐN bằng chương trình PSS/ADEPT ta sử dụng chức năng xuất báo cáo của chương trình ra các file Excell để tính toán và tìm vị trí có tổn thất
công suất trên đơn vị chiều dài là lớn nhất để chọn đưa vào tính toán nhằm nâng cấp cải tạo định kỳ hàng năm theo danh mục được xắp xếp ưu tiên từ cao xuống thấp.
Việc lựa chọn đưa vào danh mục đầu tư cần phải tính toán hiệu quả kinh tế. Để tiết kiệm thời gian tính toán, ta sẽ tính toán tổn thất công suất trên từng đơn vị chiều dài đường dây để thỏa mãn các yêu cầu mặt kinh tế, thời gian thu hồi vốn. Lấy giá trị này so sánh để lựa chọn các đọan dây thỏa mãn giá trị này đưa vào sửa chữa, nâng cấp và kiểm chứng lại kết quả tổn thất công suất bằng Module Load Flow của PSS/ADEPT.
Trên cơ sở dự kiến, thời gian thu hồi vốn lâu, đầu tư dàn trãi, thời gian mất điện nhiều lần, nhiều giờ ảnh hưởng đến độ tin cậy cung cấp điện
- Cải tiến kỹ thuật và sử dụng các thiết bị, vật liệu chất lượng cao có tổn thất nhỏ. Chọn đúng công suất MBA phù hợp với yêu cầu phụ tải, tránh hiện tượng máy biến áp vận hành quá non tải.
Xây dựng cấy mới các trạm biến áp tại trung tâm phụ tải, tách lưới hạ thế để tăng cường công suất trong khu vực, giảm bán kính cấp điện hạ thế và giảm tổn thất điện năng lưới hạ thế.
Khu vực dân cư tập trung, bán kính cấp điện đối với đường trục 3 pha là 450m, trục 1pha là 250m
Khu vực dân cư phân tán, bán kính cấp điện đối với đường trục 3 pha là 650m, trục 1pha là 400m.
Đảm bảo các đường dây trung áp không được mang tải cao trên 50% so với định mức; trạm biến áp, đường dây hạ áp không được mang tải cao trên 75% so với định mức trong chế độ vận hành bình thường.
Để thực hiện nội dung này, với mục tiêu TTĐN hạ thế khu vực Đồng Hới đến năm 2025, dự kiến khu vực TP. Đồng Hới sẽ cần khoảng 50 tỷ đồng.
Qua thống kê, tính toán, hiện nay tổn thất trong MBA của lưới điện khu vực chiếm tỷ lệ khá cao, chiếm trên 50% tổn thất của lưới điện trung thế. Việc giảm tổn thất trong MBA sẽ góp phần giảm được tỷ trọng TTĐN trên lưới trung thế.
Máy biến áp Amorphous đã được phát triển và sử dụng ở các nước trên thế giới. Đây là một giải pháp hiệu quả để giảm tổn thất điện năng, giúp giảm phát thải CO2. Giai đoạn đầu giới thiệu, với chi phí cao hơn máy biến áp lỏi thép Silic thông thường khoảng 40% nên chưa được quan tâm sử dụng nhiều, tuy nhiên đến nay khoảng cách chi phí giữa 2 loại máy rút xuống còn khoảng 15%-20%. Vì vậy máy biến áp Amorphous trở thành một giải pháp khả thi để giảm tổn thất điện năng kỹ thuật trong phân phối điện.
Hiệu quả về giảm phát thải khí nhà kính (CO2)
Điện năng tổn hao giảm được sẽ giúp làm giảm khí nhà kính để sản xuất ra lượng điện năng này. Công thức tính như sau:
E = ∆A x EF grid Trong đó:
∆A : Lượng điện năng giảm được tính theo đơn vị thời gian (năm).
EF grid : Hệ số phát thải CO2 của lưới điện. Theo số liệu của Bộ Tài nguyên và Môi trường EF grid = 0,6612 tấn CO2/MWh.
Theo tính toán và kiểm chứng giá mua thực tế năm 2017, chênh lệch giá mua MBA Amorphous cao hơn giá MBA silic khoảng 15%-20%, so với chi phí tổn hao điện năng giảm được thì thời gian thu hồi chi phí chênh lệch khoảng 6-8 năm.
Thời gian thu hồi vốn là 9 năm;
IRR (Hệ số hoàn vốn kinh tế nội tại) = 16%,
NPV (thu nhập thực tế quy về hiện tại) = 30,22 triệu đồng.
Đây là giải pháp mang tính lâu dài, ổn định và hiệu quả, góp phần giảm TTĐN theo lộ trình trong thời gian tới. Tuy nhiên, vốn đầu tư để thay thế toàn bộ máy biến áp hiện hữu trong thời gian ngắn là hết sức khó khăn, cần có lộ trình nhiều năm để thực hiện.
Các giải pháp quản lý:
- Nâng cao chất lượng công tác quản lý vận hành.
- Nâng cao chất lượng trong công tác quản lý khách hàng.
- Nâng cao chất lượng công tác dịch vụ khách hàng.
- Quản lý hệ thống đo đếm, vận hành đường dây đúng quy trình, quy định.
Từ các giải pháp giảm tổn thất trên để đi sâu đánh giá từng giải pháp mang lại hiệu quả kinh tế cho lưới điện TP Đồng Hới. Tác giả đi sâu phân tích và đánh giá giải pháp bù công suất phản kháng trên lưới điện phân phối.
Khi giải bài toán, tác giả có xét đến lượng công suất đã bù trên lưới điện hiện có, tiến hành tính toán, phân tích hoán chuyển và đặt thêm tụ bù tại các vị trí đảm bảo vận hành lâu dài là một trong những giải pháp quan trọng cần xem xét. Do đó trong khuôn khổ luận văn, tác giả đề cập đến việc xem xét vị trí đặt, dung lượng tụ bù công suất phản kháng nhằm giảm tổn thất công suất đáp ứng được chất lượng điện năng đồng thời đem lại hiệu quả kinh tế cao nhất. Để giải bài toán bù cần biết rõ cấu trúc của lưới điện phân phối, đồ thị phản kháng của các trạm phân phối, đồng thời phải biết các giá cả và các hệ số kinh tế khác, loại bù và đặc tính bù và sử dung tính năng “ Tối ưu hóa việc lắp đặt tụ bù (CAPO)” trên phần mềm mở PSS/ADEPT.
3.4.3. Kê các vị trí của tụ bù:
Dung lượng bù hiện có tính đến thời điểm 31/09/2018 là 38,135 MVAr gồm 08 dàn bù trung áp (bù cố định) với tổng dung lượng bù 2,25 MVAr ; Tổng dung lượng bù hạ áp (cố định và điều chỉnh) là 335 cụm với tổng dung lượng là 35,885 MVAr.