Nghiên cứu các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối thành phố đà lạt

TRANG TÓM TẮT TIẾNG ANH NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ ĐÀ LẠT Học viên: Lý Bùi Quốc Thái Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số: 60520202 Khóa

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG

LÝ BÙI QUỐC THÁI

NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

THÀNH PHỐ ĐÀ LẠT

Mã số : 60.52.02.02

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Người hướng dẫn khoa học: TS TRỊNH TRUNG HIẾU

Đà Nẵng - Năm 2018

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi Các số liệu, kết quả tính toán trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất

cứ công trình nào

Tác giả luận văn

Lý Bùi Quốc Thái

TRANG TÓM TẮT TIẾNG ANH NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI

ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ ĐÀ LẠT

Học viên: Lý Bùi Quốc Thái Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: 60520202 Khóa:K33LĐ Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN

Tóm tắt - Tỷ lệ tổn thất điện năng là một trong những chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật quan trọng

trong công tác quản lý và vận hành lưới điện phân phối hiện nay Để đánh giá và đưa ra các giải pháp giảm tổn thất điện năng phù hợp với thực tế, thì việc tính toán chính xác tổn thất điện năng cho lưới điện phân phối là vô cùng cần thiết Từ các lý do nêu trên, tác giả

đề xuất đề tài nghiên cứu các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối thành phố Đà Lạt nhằm phân tích, đánh giá hệ thống lưới điện hiện hữu và đưa ra các giải pháp giảm tổn thất điện năng phù hợp cho lưới điện phân phối Thành phố Đà Lạt Luận văn đã phân nhóm phụ tải cho các trạm biến áp, xây dựng được đồ thị phụ tải đặc trưng riêng cho từng nhóm phụ tải, dùng phần mềm PSS/ADEPT để mô phỏng, tính toán và đánh giá tình hình tổn thất điện năng cho các phương án vận hành lưới điện, tính toán xác định điểm dừng tối ưu và xác định vị trí bù tối ưu

Từ khóa – tổn thất điện năng; lưới điện phân phối; PSS/ADEPT; vị trí dừng tối ưu; vị trí

bù tối ưu

RESEARCH OF SOLUTIONS TO REDUCE THE POWER LOSS FOR

DISTRIBUTION GRID OF DALAT CITY Abstract – Nowadays, Rate of power loss is one of the important economic and technical

indicators in the management and operation distribution grid In order to evaluate and provide solutions to reduce power losses suitable with reality, accurate calculation of power losses for distribution grid is essential With all the reasons mentioned above, the author proposed a subject to research solutions to reduce power losses of the distribution grid in Da Lat city to analyze and evaluate the existing grid system and propose suitable solutions to reduce power losses for distribution grid of Da Lat city This thesis has sub-group load for substations, built up the characteristic load-chart for each group of loads, using PSS / ADEPT software to simulate, calculate and evaluate the power loss condition for grid operation plans, Tie Open Point Optimization and Capacitor Placement Optimization

Keywords – Power loss, Distribution grid, PSS / ADEPT, Tie Open Point Optimization,

Capacitor Placement Optimization

MỤC LỤC

TRANG BIA

LỜI CAM ĐOAN

TRANG TOM TẮT TIẾNG ANH

MỤC LỤC

DANH MỤC CAC CHỮ VIẾT TẮT VÀ KÝ HIỆU

DANH MỤC CAC BẢNG

DANH MỤC CAC HINH

MỞ ĐẦU 1

1 Lý do chọn đề tài: 1

2 Mục tiêu nghiên cứu: 1

3 Tên đề tài 1

4 Bố cục luận văn 2

CHƯƠNG 1 LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG 3

1.1 Vai trò và đặc điểm của lưới điện phân phối 3

1.2 Tổn thất điện năng và nguyên nhân gây tổn thất 6

1.2.1 Tổn thất điện năng kỹ thuật 6

1.2.2 Tổn thất điện năng phi kỹ thuật 7

1.3 Cách xác định TTCS và TTĐN trong hệ thống điện 7

1.3.1 Cách xác định TTCS và TTĐN trên đường dây 8

1.3.1.1 Tổn thất công suất trên đường dây 8

1.3.1.2 Tổn thất điện năng trên đường dây 9

1.3.2 Cách xác định TTCS và TTĐN máy biến áp 10

1.3.2.1 Tổn thất công suất trong máy biến áp 10

1.3.2.2 Tổn thất điện năng trong máy biến áp 12

1.4 Các biện pháp giảm tổn thất điện năng 12

1.4.1 Nhóm các giải pháp kỹ thuật 12

1.4.2 Nhóm các giải pháp kinh doanh 13

1.5 Kết luận chương 1 14

CHƯƠNG 2 TÍNH TOÁN VÀ ĐÁNH GIÁ TTĐN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

ĐÀ LẠT 15

2.1 Đặc điểm lưới điện phân phối thành phố Đà Lạt 15

2.1.1 Khối lượng quản lý vận hành hệ thống điện 15

2.1.1.1 Nguồn điện 15

2.1.1.2 Khối lượng quản lý lưới điện 15

2.1.2 Tình hình quản lý vận hành lưới điện 17

2.1.2.1 Trạm 110/22kV Đà Lạt 1 18

2.1.2.2 Trạm 110/22kV Đà Lạt 2 19

2.1.2.3 Trạm 110/22kV Suối Vàng 21

2.1.3 Tình hình tăng trưởng và đặc điểm của phụ tải 21

2.1.3.1 Tình hình tăng trưởng điện thương phẩm 21

2.1.3.2 Đặc điểm phụ tải lưới điện phân phối Đà Lạt 21

2.1.4 Tình hình thực hiện công tác giảm TTĐN 22

2.1.4.1 Các phương pháp chốt chỉ số để tính toán TTĐN đang áp dụng tại đơn vị 22

2.1.4.2 Kết quả thực hiện tỷ lệ TTĐN qua các năm 24

2.1.5 Đánh giá tình hình thực hiện các giải pháp giảm TTĐN đang được triển khai tại đơn vị 26

2.1.5.1 Các giải pháp tổ chức: 26

2.1.5.2 Các giải pháp quản lý kỹ thuật và quản lý vận hành: 27

2.1.5.3 Các giải pháp đầu tư lưới điện: 28

2.1.5.4 Các giải pháp kinh doanh: 30

2.1.5.5 Nhận xét chung 30

2.2 Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT 31

2.2.1 Khái quát chung về phần mềm 31

2.2.2 Các chức năng phân tích, tính toán của chương trình PSS/ADEPT 31

2.2.2.1 Tính toán phân bố công suất: 31

2.2.2.2 Tính toán xác định điểm dừng tối ưu: 32

2.2.2.3 Tính toán xác định vị trí bù tối ưu: 32

2.3 Tính toán tổn thất trung thế cho lưới điện phân phối Đà Lạt bằng chương trình PSS/ADEPT 34

2.3.1 Xây dựng biểu đồ đặc trưng đầu xuất tuyến 34

2.3.1.1 Phương pháp xây dựng 35

2.3.1.2 Biểu đồ phụ tải các xuất tuyến 35

2.3.1.3 Biểu đồ phụ tải theo mùa 38

2.3.2 Xây dựng biểu đồ đặc trưng cho các nhóm phụ tải 39

2.3.3 Cách tính toán TTĐN trên PSS/ADEPT 42

2.3.4 Thiết lập các thông số kinh tế cho chương trình PSS/ADEPT 44

2.3.5 Kết quả tính toán 44

2.4 Kết luận chương 46

CHƯƠNG 3 ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TTĐN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

ĐÀ LẠT 47

3.1 Tính toán phương thức vận hành cơ bản tối ưu bằng chức năng TOPO 47

3.1.1 Nhận định phương thức kết lưới hiện hữu: 47

3.1.2 Thực hiện tính toán kết lưới tối ưu 47

3.1.2.1 Trình tự thực hiện tính toán 47

3.1.2.2 Kết quả tính toán 48

3.1.2.3 Hiệu quả kinh tế 50

3.2 Tính toán bù tối ưu cho lưới điện trung thế Đà Lạt bằng chức năng CAPO 50

3.2.1 Hiện trạng công tác bù: 50

3.2.2 Thực hiện tính toán bù tối ưu bằng chức năng CAPO 51

3.2.2.1 Trình tự thực hiện tính toán 51

3.2.2.2 Kết quả tính toán 52

3.2.2.3 Hiệu quả kinh tế 53

3.3 Duy trì điện áp vận hành ở mức 23.1kV 54

3.4 Giải pháp san tải 54

3.4.1 Khả năng san tải 54

3.4.2 Kết quả tính toán sau khi san tải 55

3.4.3 Hiệu quả kinh tế 56

3.5 Giải pháp về đầu tư lưới điện 56

3.6 Hiệu quả sau khi áp dụng các giải pháp giảm TTĐN 58

3.6.1 Hiệu quả giảm tỷ lệ TTĐN 58

3.6.2 Hiệu quả kinh tế 59

3.7 Kết luận chương 59

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 60

TÀI LIỆU THAM KHẢO 62 PHỤ LỤC

QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN THẠC SĨ (BẢN SAO)

BẢN SAO KẾT LUẬN CỦA HỘI ĐỒNG, BẢN SAO NHẬN XÉT CỦA CÁC PHẢN BIỆN

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT VÀ KÝ HIỆU

- LĐPP: Lưới điện phân phối

- TBA: Trạm biến áp

- CC: Công cộng

- CD: Chuyên dùng

- PLC: Chương trình thu thập dữ liệu đo ghi xa dùng công nghệ PLC

- MDAS: Hệ thống phân tích dữ liệu đo ghi xa

- CMIS: Hệ thống quản lý thông tin khách hàng

- MBA: Máy biến áp

- QLVH: Quản lý vận hành

- QLKD: Quản lý kinh doanh

- TOPO – Tie Open Point Optimization: Xác định điểm dừng tối ưu

- CAPO – Capacitor Placement Optimization: xác định vị trí bù tối ưu

- TTCS : Tổn thất công suất

- TTĐN : Tổn thất điện năng

DANH MỤC CÁC BẢNG

2.5 Tốc độ tăng thương phẩm giai đoạn 2012-2016 21 2.6 Tỷ trọng 05 thành phần phụ tải giai đoạn 2012-2017 22

2.16 Bảng tính giá trị DPo của từng xuất tuyến 43

2.18 Bảng tỷ lệ TTĐN lưới điện trung thế Đà Lạt 45 3.1 Vị trí kết lưới mới sau khi chạy bài toán TOPO 48 3.2 Tỷ lệ TTĐN tính tại trên các xuất tuyến sau khi thay đổi kết

3.3 Hiệu quả giảm TTCS và tỷ lệ TTĐN sau TOPO 50 3.4 Hệ số công suất trung bình đầu xuất tuyến 50 3.5 Tình hình lắp đặt và vận hành tụ bù trung thế 51 3.6 Vị trí bù tối ưu sau khi sau khi chạy bài toán CAPO 52 3.7 Tỷ lệ TTĐN tính tại trên các xuất tuyến sau khi bù tối ưu 53 3.8 Hiệu quả giảm TTCS và tỷ lệ TTĐN sau khi bù 53

Số hiệu Tên bảng Trang

3.12 Hiệu quả giảm TTCS và tỷ lệ TTĐN sau khi san tải 56

3.14 Hiệu quả giảm TTCS và tỷ lệ TTĐN sau khi đầu tư 58 3.15 Tỷ lệ TTĐN của các xuất tuyến sau khi áp dụng các giải

3.16 Hiệu quả kinh tế các giải pháp giảm TTĐN 59

DANH MỤC CÁC HÌNH

2.2 Vùng xác định TTĐN theo phương pháp mới 24

2.14 Đồ thị phụ tải dặc trưng Nhóm tải Nông, lâm nghiệp 40 2.15 Đồ thị phụ tải dặc trưng Nhóm tải Công nghiệp, Xây

3.3 Sơ đồ kết lưới tuyến 478 sau khi san tải 55 3.4 Sơ đồ kết lưới tuyến 480 sau khi san tải 55

MỞ ĐẦU

1 Lý do chọn đề tài:

Cùng với sự phát triển về kinh tế xã hội của Thành phố Đà Lạt trong những năm gần đây, một trong những nhiệm vụ trọng tâm của ngành điện là phải đảm bảo lưới điện vận hành an toàn, tin cậy đó là một thách thức lớn cho Công ty Điện lực Lâm Đồng nói chung và của Điện lực Đà Lạt nói riêng

Với tốc độ tăng trưởng phụ tải trung bình hàng năm của Thành phố Đà Lạt là trên 7%, hệ thống lưới điện hàng năm được nâng cấp cải tạo và ngày càng được mở rộng

để đáp ứng đủ nhu cầu cấp điện cho sự phát triển chung của Thành phố Song song với các nhiệm vụ vận hành lưới điện an toàn, đảm bảo về chất lượng điện điện năng và độ tin cậy lưới điện thì việc giảm tổn thất điện năng đang là mối quan tâm hàng đầu tại đơn vị

Trong điều kiện nguồn vốn được phân bổ hàng năm để sửa chữa, cải tạo lưới điện còn hạn chế, chưa đáp ứng được với nhu cầu thực tiễn dẫn đến tổn thất tăng cao là điều không thể tránh khỏi Trong khi đó, chỉ tiêu tổn thất điện năng hàng năm phải thực hiện giảm theo lộ trình nhưng việc giao lộ trình giảm tổn thất điện năng lại không

đề cập đến việc giao nhu cầu vốn để cải tạo nâng cấp lưới điện

Trước những khó khăn như trên thì việc nghiên cứu, đánh giá tình hình tổn thất điện năng và đưa ra các giải pháp hữu hiệu để giảm tổn thất điện năng là một việc làm

vô cùng cần thiết

2 Mục tiêu nghiên cứu:

Phân tích, đánh giá hệ thống lưới điện hiện hữu và đưa ra các giải pháp để giảm tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối Thành phố Đà Lạt

2.1 Phạm vi và đối tượng nghiên cứu:

Phạm vi nghiên cứu: Thực hiện tính toán và đánh giá tình hình tổn thất điện năng của lưới điện phân phối trung thế thành phố Đà Lạt, từ đó đưa ra các giải pháp để giảm tổn thất điện năng

Đối tượng nghiên cứu: lưới điện phân phối 22kV của thành phố Đà Lạt

2.2 Phương pháp nghiên cứu:

Sử dụng phương pháp nghiên cứu lý thuyết và thực nghiệm

Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: Nghiên cứu các tài liệu, sách báo, giáo trình,…về vấn đề tính toán xác định tổn thất công suất và tổn thất điện năng, điện áp, các giải pháp giảm tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối

Phương pháp thực nghiệm: Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính toán tổn thất công suất và tổn thất điện năng, từ đó xác định các vị trí bù tối ưu công suất phản kháng, các điểm mở tối ưu …

Đánh giá lại hiệu quả sau khi thực hiện các giải pháp giảm TTĐN

3 Tên đề tài

Căn cứ vào lý do chọn đề tài, phạm vi, đối tượng và phương pháp nghiên cứu, tôi

xin chọn đề tài ‘Nghiên cứu các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối thành phố Đà Lạt’

4 Bố cục luận văn

Chương 1: Lưới điện phân phối và các giải pháp giảm tổn thất điện năng

Chương 2: Tính toán, phân tích và đánh giá tổn thất điện năng lưới điện phân phối thành phố Đà Lạt

Chương 3: Đề xuất các giải pháp giảm ttđn lưới điện phân phối Đà Lạt

CHƯƠNG 1 LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ CÁC GIẢI PHÁP GIẢM

TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG

1.1 Vai trò và đặc điểm của lưới điện phân phối

Hệ thống lưới điện phân phối có vai trò quan trọng trong việc cung cấp điện trực tiếp đến khách hàng sử dụng điện Trong công cuộc xây dựng và phát triển đất nước hiện nay, việc cung cấp điện năng là một trong những ngành quan tâm hàng đầu của Chính Phủ nói chung và của ngành điện nói riêng Vì vậy để đảm bảo chất lượng điện năng thì việc nghiên cứu, thiết kế hệ thống lưới điện phân phối là hết sức quan trọng Lưới điện phân phối thường được chia thành 02 phần theo cấp điện áp vận hành:

- Lưới điện phân phối trung áp có cấp điện áp từ 6 đến 35kV

- Lưới điện phân phối hạ áp cấp điện cho các phụ tải có cấp điện áp 380/220V

- Thông thường lưới điện phân phối trung áp nhận điện từ các trạm biến áp nguồn 110/22kV, các trạm biến áp trung gian 35/22kV, từ thanh cái nhà máy điện 6.3/22kV, 6.6/22kV…

Lưới điện phân phối trung áp có 06 loại cơ bản [1] với các đặc điểm đó là:

- Lưới phân phối hình tia: rẻ tiền nhưng độ tin cậy thấp

- Lưới phân phối hình tia phân đoạn: có độ tin cậy cao hơn, các phân đoạn phía nguồn sẽ có độ tin cậy cao hơn các phân đoạn cuối lưới

- Lưới phân phối kín vận hành hở do 01 nguồn cung cấp: độ tin cậy cao hơn do mỗi phân đoạn được cấp nguồn từ 02 phía Lưới này có thể vận hành kín để cho

độ tin cậy và chất lượng cấp điện cao hơn nhưng phải trang bị máy cắt và thiết bị bảo vệ có hướng nên đắt tiền hơn Vận hành hở sẽ có độ tin cậy thấp hơn một chút do phải thao tác chuyển nguồn khi sự cố hoặc công tác nhưng chi phí rẻ hơn

- Lưới phân phối kín vận hành hở cấp điện từ 02 nguồn độc lập: lưới điện này phải vận hành hở vì không đảm bảo điều kiện vận hành song song lưới điện ở các phân đoạn, khi thao tác có thể gây ngắn mạch

- Lưới điện kiểu đường trục, cấp điện cho một trạm cắt hoặc trạm biến áp, từ đó

có các đường dây cấp điện cho các trạm biến áp phụ tải Trên các đường dây cấp điện không có nhánh rẽ, loại này có độ tin cập cấp điện cao Loại này hay dùng

để cấp điện cho các xí nghiệp hay các nhóm phụ tải xa trạm nguồn và có yêu cầu công suất lớn

- Lưới điện có đường dây dự phòng chung: có nhiều đường dây phân phối được

dự phòng chung bởi 01 đường dây dự phòng Lưới này có độ tin cậy cao và rẻ

hơn là kiểu 01 đường dây dự phòng cho 01 đường dây Loại này được dùng tiện lợi cho lưới điện cáp ngầm

- Hệ thống phân phối điện: là dạng cao cấp và hoàn hảo nhất của lưới phân phối trung áp Lưới điện có nhiều nguồn, nhiều đường dây tạo thành mạch kín, có nhiều điểm được đặt thiết bị phân đoạn Lưới điện bắt buộc phải điều khiển từ

xa với sự trợ giúp của máy tính và hệ thống SCADA Các điểm cắt được chọn theo điều kiện tổn thất điện năng nhỏ nhất cho chế độ vận hành bình thường, chọn lại theo mùa trong năm và chọn theo điều kiện an toàn cao nhất khi sự cố Dựa vào kết lưới cơ bản có thể chia lưới điện phân phối trung áp ra thành 02 dạng như sau:

- Lưới điện phân phối trung áp trên không: lưới hình tia, lưới phân đoạn, lưới kín vận hành hở và đường dây cung cấp (Hình 1.1)

a) Lưới hình tia

b) Lưới hình tia phân đoạn

TBPĐ: thiết bị phân đoạn

c) Lưới điện kín vận hành hở

∇ điểm để hở

Hình 1.1 Lưới điện trung áp trên không

- Lưới điện phân phối trung áp cáp ngầm: lưới cáp ngầm có cấu tạo phức tạp hơn lưới trên không nên thường được sử dụng ở thành phố có mật độ phụ tải cao mà điều kiện không cho phép đi dây trên không Do việc phát hiện điểm sự cố và sửa chữa cáp khó khăn hơn đường dây trên không nên lưới cáp có sơ đồ cơ bản

là kín vận hành hở Cáp được chôn trong đất hoặc trong các mương cáp chỉ đưa lên mặt đất trong trạm phân phối và được nối qua các dao cách ly nối tiếp, một trong các dao này sẽ mở để vận hành hở (Hình 1.2)

Hình 1.2 Lưới điện trung áp cáp ngầm

1.2 Tổn thất điện năng và nguyên nhân gây tổn thất

Tổn thất điện năng trên lưới điện là lượng điện năng tiêu hao cho quá trình truyền tải và phân phối điện khi tải điện từ ranh giới giao nhận với các nhà máy phát điện qua lưới điện truyền tải, lưới điện phân phối đến các hộ tiêu thụ điện TTĐN còn được gọi

là điện năng dùng để truyền tải và phân phối điện Trong hệ thống điện, tổn thất điện năng phụ thuộc vào đặc tính của lưới điện, khả năng cung cấp của hệ thống và phụ thuộc vào công tác quản lý vận hành hệ thống điện Tổn thất điện năng có thể phân ta thành hai loại cơ bản là TTĐN kỹ thuật và TTĐN phi kỹ thuật [7]

1.2.1. Tổn thất điện năng kỹ thuật

Tổn thất kỹ thuật là lượng điện năng tiêu hao tất yếu trong quá trình truyền tải và phân phối điện Trong quá trình truyền tải, phân phối đó máy biến áp, dây dẫn và các thiết bị trên hệ thống điện có trở kháng tương đối lớn khi dòng điện đi qua gây ra tổn hao kỹ thuật trên dây dẫn, máy biến áp và thiết bị, ngoài ra còn có tổn hao vầng quang trong không khí, tổn hao hỗ cảm do dây dẫn đi gần các đường dây khác, tổn hao điện môi trong tụ điện hoặc trên đường cáp điện…Tiêu hao tất yếu xảy ra trong quá trình này chính là TTĐN kỹ thuật Các nguyên nhân làm tăng TTĐN kỹ thuật như sau:

- Quá tải dây dẫn: làm tăng nhiệt độ trên dây dẫn và làm tăng thêm TTĐN trên dây dẫn

- Không cân bằng pha: không cân bằng pha sẽ làm tăng TTĐN trên dây trung tính, dây pha và làm tăng TTĐN trong MBA Đồng thời cũng có thể gây quá tải

ở pha có dòng điện lớn

- Vận hành quá tải MBA: máy biến áp vận hành quá tải do dòng điện tăng cao làm phát nóng cuộn dây và dầu cách điện của máy dẫn đến tăng TTĐN trên MBA đồng thời gây sụt áp và làm tăng TTĐN trên lưới điện phía hạ áp

- Vận hành non tải MBA: máy biến áp vận hành non tải hoặc không tải, tổn hao không tải lớn hơn so với điện năng sử dụng, mặt khác tải thấp sẽ không phù hợp với hệ thống đo đếm dẫn đến TTĐN cao

- Hệ số cos thấp: do phụ tải có hệ số cos thấp, thực hiện lắp đặt và vận hành tụ

bù không phù hợp gây cos thấp trên lưới điện Cos thấp dẫn đến cần tăng dòng điện truyền tải công suất phản kháng do đó làm tăng dòng điện tải của hệ thống và làm tăng TTĐN

- Do các điểm tiếp xúc và mối nối tiếp xúc kém: làm tăng nhiệt độ các mối nối, tiếp xúc và làm tăng TTĐN

- Do thiết bị cũ, lạc hậu: các MBA, thiết bị cũ thường có hiệu suất thấp và TTĐN cao

- Do hệ thống nối đất không đảm bảo yêu cầu kỹ thuật

- Việc kiểm tra, bảo dưỡng và vệ sinh thiết bị không hợp lỹ dẫn đến khả năng phát sinh dòng rò, phóng điện qua cách điện gây TTĐN

- Điện áp thấp dưới giới hạn cho phép: với cùng một công suất cấp cho tải, điện

áp thấp sẽ làm tăng dòng điện phải truyền tải và làm tăng TTĐN

- Chất lượng điện áp không đảm bảo như: lệch pha điện áp, không đối xứng điện

áp, méo sóng điện áp do các thành phần sóng hài bậc cao… các thành phần dòng thứ tự nghịch, thứ tự không và các thành phần sóng hài bậc cao sẽ gây ra những tổn thất phụ, làm phát nóng MBA, đường dây và tăng TTĐN

- Việc tính toán phương thức vận hành chưa hợp lý hay vận hành các phương thức bất lợi trong trường hợp sự cố dẫn đến TTĐN cao

- Chế độ sử dụng điện không hợp lý: công suất sử dụng của nhiều thành phần phụ tải có sự chênh lệch khá lớn giữa giờ cao điểm và thấp điểm

1.2.2. Tổn thất điện năng phi kỹ thuật

Tổn thất điện năng phi kỹ thuật hay còn gọi là TTĐN thương mại là phần tổn thất được gây ra do nhiều nguyên nhân nhưdo chủ quan trong công tác quản lý hệ thống đo đếm, các sai sót trong nghiệp vụ kinh doanh hoặc do tác động của các hành vi sai phạm trong sử dụng điện… dẫn đến điện năng bán cho khách hàng đo được qua hệ thống đo đếm thấp hơn so với điện năng khách hàng sử dụng Các nguyên nhân làm tăng TTĐN thương mại như sau:

- Hệ thống đo đếm không phù hợp: các thiết bị đo đếm không phù hợp với phụ tải, hệ số nhân của hệ thống không đúng, cấp chính xác không đạt yêu cầu đều dẫn đến hệ thống đo đếm không chính xác làm cho TTĐN tăng cao

- Lắp đặt và đấu nối hệ thống đo đếm sai: sai sơ đồ đấu dây, sai tỷ số biến…

- Kiểm tra, kiểm định hệ thống không kịp thời như: không thực hiện khâu kiểm định ban đầu, kiểm định định kỳ theo quy định; không kiểm tra phát hiện các thiết bị đo đếm bị hư hỏng để thay thế kịp thời…

- Các sai sót trong nghiệp vụ kinh doanh: đọc sai chỉ số công tơ, thống kê tổng hợp không chính xác, bỏ sót khách hàng…

- Không phát hiện được các hiện tượng vi phạm trong sử dụng điện để ngăn chặn kịp thời như: câu móc điện trực tiếp, can thiệp và làm hư hỏng hoặc sai lệch hệ thống đo đếm

1.3 Cách xác định TTCS và TTĐN trong hệ thống điện

Theo [1] và [3] TTCS, TTĐN trên đường dây và trong MBA được xác định như sau:

1.3.1. Cách xác định TTCS và TTĐN trên đường dây

1.3.1.1 Tổn thất công suất trên đường dây

(a) Đường dây có 01 phụ tải

Xét trường hợp đường dây có 01 phụ tải: S=P+jQ

Hình 1.3 Sơ đồ đường dây 01 phụ tải

Từ biểu thức trên cho thấy tổn thất công suất trên đường dây phụ thuộc vào thông

số đường dây, công suất và điện áp tại nút phụ tải

(b) Đường dây có n phụ tải:

Hình 1.4 Sơ đồ đường dây n phụ tải

Tổn thất công suất trên đường dây được tính bằng công thức như sau:

1.3.1.2 Tổn thất điện năng trên đường dây

Nếu phụ tải của đường dây không thay đổi và xác định được tổn thất công suất tác dụng trên đường dây là ∆P thì khi đó tổn thất điện năng trong thời gian t sẽ là:

∆𝐴 = ∫ ∆𝑃(𝑡)𝑑𝑡 = 3𝑅 ∫ 𝐼𝑡2𝑑𝑡 = 𝑅 ∫ 𝑆𝑡2

𝑈𝑡2𝑑𝑡 = 𝑅 ∫ 𝑃𝑡2+𝑄𝑡2

𝑈𝑡2 𝑑𝑡

𝑇 0

𝑇 0

𝑇 0

𝑇

Trong tính toán, công thức trên được vận dụng khác nhau để tính toán TTĐN cho từng trường hợp như: tính theo đồ thị phụ tải, tính theo thời gian tổn thất công suất lớn nhất và tính theo dòng điện trung bình bình phương hoặc tính toán TTĐN theo đường cong tổn thất [4]

Trong thực tế, để tính gần đúng ∆A có thể sử dụng phương pháp tính theo thời gian tổn thất công suất lớn nhất để tính toán tổn thất điện năng

Trong đó Tmax là thời gian sử dụng công suất lớn nhất

Các công thức trên được sử dụng tốt trong qui hoạch, trong đó Tmax được chọn theo loại phụ tải Nhưng trong vận hành khó tính chính xác được tổn thất điện năng do không có các thông số chính xác về phụ tải

1.3.2. Cách xác định TTCS và TTĐN máy biến áp

1.3.2.1 Tổn thất công suất trong máy biến áp

(a) Máy biến áp 02 cuộn dây

Hình 1.5 Sơ đồ MBA 02 cuộn dây

Có thể phân tổn thất công suất trong máy biến áp thành 02 thành phần: phụ thuộc

và không phụ thuộc vào phụ tải

- Thành phần không phụ thuộc vào phụ tải là tổn thất trong lõi thép của máy biến

áp còn được gọi là tổn thất không tải, nó chỉ phụ thuộc vào cấu tạo của máy biến

áp và được xác định theo số liệu kỹ thuật của máy biến áp

Io là dòng điện không tải tính theo phần trăm (trong lý lịch máy)

∆Po là tổn thất công suất tác dụng không tải (trong lý lịch máy)

∆Qo là tổn thất công suất phản kháng không tải

- Thành phần phụ thuộc vào phụ tải là tổn thất trong điện trở cuộn dây, còn gọi là tổn thất đồng hay tổn thất ngắn mạch và được xác định bằng công thức sau:

Rb và Xb phải tương thích với Uđmb, nghĩa là khi tính Rb và Xb ở cấp điện áp nào thì phải sử dụng điện áp đó trong công thức tính ∆Pcu, ∆Qcu

Tổng tổn thất trong máy biến áp:

(b) Máy biến áp 03 cuộn dây và tự ngẫu

Tổn thất không tải trong máy biến áp 03 cuộn dây hay biến áp tự ngẫu cũng được xác định theo thông số kỹ thuật của từng loại máy:

∆Po tra bảng, ∆𝑄𝑜 =𝐼𝑜 𝑆đ𝑚

100

Hình 1.6 Sơ đồ MBA 03 cuộn dây và tự ngẫu

Tổn thất đồng trong các cuộn dây được xác định theo công suất tải của mỗi cuộn dây, vì tổng trở các cuộn qui về phía cao nên tổn thất công suất trong các cuộn đều phải tính theo điện áp UC

Trong đó:

S’C = ST + SH; ST = S’T +∆ScuT; SH = S’H +∆ScuH;

UC: điện áp phía cao cáp

1.3.2.2 Tổn thất điện năng trong máy biến áp

Tổn thất điện năng trong máy biến áp gồm 02 phần:

Tổn thất điện năng không tải ( Abkt): không phụ thuộc vào phụ tải, được xác định theo thời gian làm việc của máy biến áp

Tổn thất điện năng trong cuộn dây ( Abcu): phụ thuộc vào tải, xác định theo đồ thị phụ tải, nếu công suất MBA có đồ thị như phụ tải thì dùng Tmax để tính τ

Tổn thất điện năng 1 năm tính theo τ là:

Smax là phụ tải cực của máy biến áp

Nếu có n máy biến áp như nhau làm việc song song thì tổn thất điện năng trong n máy là:

∆𝐴𝑏 = 𝑛 × ∆𝑃𝑜× 𝑇𝑏 + ∆𝑃𝑁 ×1

𝑛(𝑆𝑚𝑎𝑥

𝑆đ𝑚)2× 𝜏 (1.26) Nếu cho đồ thị phụ tải bậc thang thì:

∆𝐴𝑏 = ∆𝑃𝑜× 𝑇𝑏+ ∆𝑃𝑁∑ 𝑆𝑡2

𝑆đ𝑚2

8760

1.4 Các biện pháp giảm tổn thất điện năng

Nhìn chung công tác giảm tổn thất được tiến hành thông qua việc phân tích tổn thất trong hệ thống, để thiết lập các biện pháp phòng chống tổn thất và đánh giá tác dụng của các biện pháp này, các giải pháp nhằm thực hiện giảm TTĐN [2] có thể được tóm gọn như sau:

- Đơn giản hóa các cấp điện áp, thay thế lưới điện có điện áp thấp bằng lưới điện

có điện áp cao hơn

- Xây dựng các nhà máy và các trạm biến áp ở các trung tâm phụ tải

- Từng bước loại dần các thiết bị không tin cậy, hiệu suất kém, tổn thất cao bằngcác thiết bị mới có hiệu suất cao, tổn thất thấp (đặc biệt là đối với MBA)

- Giảm tổn thất thông qua điều độ kinh tế trong hệ thống: hệ thống điện sẽ giảm được tổn thất điện năng thông qua việc đảm bảo chất lượng điện năng về tần số

và điện áp, duy trì điện áp ổn định trong hệ thống, điều khiển các máy phát nhằm cân bằng công suất trong hệ thống

- Giảm tổn thất thông qua cải thiện hệ số phụ tải

 Hệ số phụ tải còn được gọi là hệ số điền kín phụ tải Khi hệ số phụ tải của

hệ thống thấp, khả năng phát để cung cấp cho phụ tải cực đại càng lớn Điều này có nghĩa là phải đầu tư nhiều hơn cho nguồn, lưới điện và tổn thất công suất cũng từ đó mà tăng lên

 Hệ số phụ tải có thể được cải thiện nâng lên nếu đồ thị phụ tải được san phẳng hơn bằng cách hạn chế việc sử dụng điện vào những giờ cao điểm và chuyển sang sử dụng vào những thời điểm khác như giờ thấp điểm, thay đổi qui trình sản xuất của các phụ tải công nghiệp để có đồ thị phụ tải hợp lý Điều này không dễ thực hiện theo ý muốn của các Công ty Điện lực, chỉ có cách là điều chỉnh lại giá bán điện theo giờ nghĩa là bán giá cao vào lúc phụ tải đỉnh

và giá thấp hơn vào lúc phụ tải cực tiểu để người tiêu thụ điện ý thức về kế hoạch sử dụng điện của chính họ

- Vận hành kinh tế trạm biến áp có nhiều máy biến áp

- Vận hành kinh tế lưới điện trung hạ áp nếu cấu trúc của chúng cho phép

- Phân bố tối ưu công suất phản kháng trong hệ thống điện làm cho dòngcông suất phản kháng vận chuyển hợp lý trên đường dây sẽ cho tổn thất công suất nhỏ nhất

- Chọn đúng công suất máy biến áp phù hợp với yêu cầu phụ tải, tránh hiện tượng máy biến áp làm việc non tải hay quá tải

- Giảm độ không đối xứng trong lưới điện phân phối

- Bảo quản tốt lưới điện để hạn chế hiện tượng rò điện, kịp thời phát hiện các điểm rò điện lớn để khắc phục

1.4.2. Nhóm các giải pháp kinh doanh

Áp dụng các giải pháp để ngăn ngừa các hành vi gian lận trong sử dụng điện như:

sử dụng dây bọc, thay thế dần các loại kẹp quai để hạn chế hiện tượng câu móc điện trước điện kế…

Tăng cường công tác quản lý trong khâu kinh doanh điện như: công tác ghi chỉ

số, áp giá bán điện…

Tăng cường công tác quản lý hệ thống đo đếm như: thử nghiệm, thay thế định kỳ thiết bị đo đếm, đầu tư nâng cấp hệ thống đo đếm, thay thế dần những hệ thống đo đếm công nghệ cũ có độ chính xác không cao

1.5 Kết luận chương 1

Giảm tổn thất điện năng là một vấn đề vô cùng cần thiết trong giai đoạn hiện nay khi mà chỉ tiêu TTĐN đang là một trong những chỉ tiêu quan trọng trong công tác thi đua khen thưởng hàng năm của các đơn vị quản lý và kinh doanh điện năng, là thước

đo để đánh giá năng suất lao động của một đơn vị

Giảm tổn thất điện năng chính là nâng cao hiệu suất làm việc của lưới điện, giảm được chi phí trong khâu phân phối điện đồng nghĩa với việc giảm được giá bán điện cho khách hàng sử dụng điện, mà giá bán điện đang có ảnh hưởng quan trọng đến giá

cả của hầu hết các loại hàng hóa và dịch vụ trên thị trường hiện nay

Ngoài ra, qua quá trình giảm TTĐN hàng năm đòi hỏi các đơn vị phải tự nâng cao trình độ trong khâu quản lý vận hành và kinh doanh điện năng, cải tiến và đổi mới trang thiết bị công nghệ mới, nâng cấp và cải tạo lưới điện để đáp ứng với yêu cầu đặt

ra

Như vậy việc giảm TTĐN có ý nghĩa vô cùng quan trọng không những đối với ngành điện mà có ảnh hưởng chung đến toàn nền kinh tế và xã hội của đất nước, góp phần to lớn vào công cuộc công nghiệp hóa và hiện đại hóa đất nước

CHƯƠNG 2 TÍNH TOÁN VÀ ĐÁNH GIÁ TTĐN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐÀ LẠT

2.1 Đặc điểm lưới điện phân phối thành phố Đà Lạt

Điện lực Đà Lạt là một trong 12 Điện lực trực thuộc Công ty Điện lực Lâm Đồng, với chức năng quản lý và kinh doanh điện năng (cấp điện áp đến 22kV) khu vực thành phố Đà Lạt

2.1.1. Khối lượng quản lý vận hành hệ thống điện

2.1.1.1 Nguồn điện

Lưới điện phân phối Đà Lạt được cấp điện từ 03 trạm nguồn 110/22kV và 10 xuất tuyến như sau:

- Trạm 110/22kV Đà Lạt 1: cấp điện cho các xuất tuyến 472, 474, 476, 478, 480

- Trạm 110/22kV Đà Lạt 2: cấp điện cho các xuất tuyến 471, 473, 475, 477

- Trạm 110/22kV Suối Vàng: cấp điện cho tuyến 474SV

- Ngoài 2 trạm nguồn như trên, lưới điện Đà Lạt được cấp nguồn thêm từ 02 NMTĐ nhở là:

- NMTĐ Suối Vàng, công suất 4,4MW, sản lượng phát trung bình hàng năm khoảng 15 triệu kWh, công suất phát trung bình 2.3MW

- NMTĐ Tà Nung, công suất 2.0 MW, sản lượng phát trung bình hàng năm khoảng 7 triệu kWh, công suất phát trung bình 0.9MW

2.1.1.2 Khối lượng quản lý lưới điện

(a) Khối lượng đường dây

Tổng khối lượng đường dây trung áp là 333.8km, chi tiết theo Bảng 2.1:

Bảng 2.1 Khối lượng đường dây trung áp

Stt Nội dung Tài sản Điện

lực

Tài sản Khách hàng

Bảng 2.2 Khối lượng đường dây hạ áp

Stt Nội dung Tài sản Điện

lực

Tài sản Khách hàng

3 pha chiếm 64%, đường dây hạ áp 3 pha chiếm 36%)

(b) Khối lượng trạm biến áp

Tổng số trạm biến áp phân phối là 578 trạm, với tổng số lượng máy biến áp là

682 máy, tổng dung lượng lắp đặt là 171,317.5 (kva), khối lượng trạm phân theo khu vực theo Bảng 2.3

(c) Khối lượng quản lý tụ bù:

Tổng dung lượng tụ bù là 32,082,5 kvar, trong đó tổng dung lượng bù trung thế

là 2,400 kvar và tổng dung lượng bù hạ thế là 29,682.5kvar, chi tiết theo Bảng 2.4

Bảng 2.4 Khối lượng quản lý tụ bù

Stt Nội dung Khối lượng

1 Tụ bù trung thế (kvar) 2,400.0

2 Tụ bù hạ thế (kvar) 29,682.5 2.1.2. Tình hình quản lý vận hành lưới điện

Lưới điện Đà Lạt được hình thành và phát triển từ năm 2003 thuộc dự án ADB,

hệ thống lưới điện trung áp thuộc dự án được đầu tư ban đầu với hệ thống cáp ngầm trung thế, lưới điện hạ thế được liên kết với lưới trung thế qua hệ thống các trạm hợp

bộ, các xuất tuyến trung thế liên lạc với nhau qua ngăn trung thế của các trạm hợp bộ này

Hình 2.1 Sơ đồ kết lưới Thành phố Đà Lạt

Qua quá trình phát triển, lưới điện phân phối ngày càng được mở rộng, nhiều tuyến đường dây nổi được xây dựng thêm để đấu nối vào hệ thống cáp ngầm này, cũng như nhiều đường dây liên kết được xây dựng thêm để nâng cao độ tin cậy cấp điện cho khu vực thành phố Đà Lạt

Lưới điện phân phối Đà Lạt là lưới điện có nhiều mạch vòng kín nhưng vận hành

ở chế độ thường hở, các xuất tuyến liên kết với nhau bằng các LBS (của trạm hợp bộ)

- Liên kết tuyến: với tuyến 471 tại Recloser nối tuyến đặt tại trụ E1/26

- Chiều dài cấp điện xa nhất là 23.2km

- Phụ tải cao điểm Pmax=6.1MW, thấp điểm Pmin=2.1MW

(b) Tuyến 474

- Chủng loại dây dẫn chủ yếu là loại dây cáp ngầm có tiết diện 240, 150, 95 và 50

mm2, còn lại là dây dẫn trên không có tiết diện 150, 120, 70 và 50 mm2

- Khu vực cấp điện: cấp điện cho khu vực phường 9, phường 10 và phường 1

- Liên kết tuyến:

 Với tuyến 471 tại LTD phân đoạn trụ E42/29/9/2

 Với tuyến 473 tại LTD phân đoạn trụ E41/28

 Với tuyến 476 tại LBS trạm hợp bộ Đài Khí Tượng

- Chiều dài cấp điện xa nhất là 4.7 km

- Phụ tải cao điểm Pmax=3.65MW, thấp điểm Pmin=1.22MW

(c) Tuyến 476

- Chủng loại dây dẫn chủ yếu là loại dây cáp ngầm có tiết diện 240, 95 và 50

mm2, còn lại là dây dẫn trên không có tiết diện 70 và 50mm2

- Khu vực cấp điện: cấp điện cho khu vực phường 8, phường 9, phường 10 và phường 1

- Liên kết tuyến:

 Với tuyến 475 qua 03 LBS tại trạm hợp bộ Đại Học: LBS Đại Học đi Cư

Xá Đại Học, LBS Đại Học đi Bùi Thị Xuân, LBS Đại Học đi Viện Nghiên Cứu Hạt Nhân

 Với tuyến 474 tại LBS trạm hợp bộ Đài Khí Tượng

- Chiều dài cấp điện xa nhất là 4.8 km

- Phụ tải cao điểm Pmax=2.84MW, thấp điểm Pmin=0.98MW

(d) Tuyến 478

- Chủng loại dây dẫn chủ yếu là loại dây cáp ngầm có tiết diện 240, 95, 70 và 50

mm2, còn lại là dây dẫn trên không có tiết diện 185, 150, 120, 70 và 50mm2

- Khu vực cấp điện: cấp điện cho khu vực các phường 1, 3, 5, 7, 10, xã Tà Nung

và một phần khu vực huyện Lâm Hà

- Liên kết tuyến:

 Với tuyến 475 qua LBS tại trạm hợp bộ Nguyễn Văn Cừ đi Trường Kỹ Thuật

 Với tuyến 480 tại vị trí nối lèo trụ E16/71/10

- Chiều dài cấp điện xa nhất là 28 km

- Phụ tải cao điểm Pmax=13.36MW, thấp điểm Pmin=5.00MW

(e) Tuyến 480

- Chủng loại dây dẫn chủ yếu là loại dây cáp ngầm có tiết diện 150, 70 và 50

mm2, còn lại là dây dẫn trên không có tiết diện 185, 120, 70 và 50mm2

- Khu vực cấp điện: cấp điện cho khu vực các phường 3, phường 10 và một phần khu vực huyện Đức Trọng

- Liên kết tuyến: với tuyến 478 tại vị trí nối lèo trụ E16/71/10

- Chiều dài cấp điện xa nhất là 15.3 km

- Phụ tải cao điểm Pmax=2.35MW, thấp điểm Pmin=1.03MW

 Với tuyến 471 tại Recloser nối tuyến đặt tại trụ E1/26

 Với tuyến 474 tại LTD phân đoạn trụ E42/29/9/2

- Chiều dài cấp điện xa nhất là 7.5 km

- Phụ tải cao điểm Pmax=3.39 MW, thấp điểm Pmin=1.02MW

(b) Tuyến 473

- Chủng loại dây dẫn chủ yếu là là dây trên không có tiết diện 150, 120 và 70

mm2

- Khu vực cấp điện: cấp điện cho khu vực phường 8

- Liên kết tuyến: với tuyến 474 tại LTD phân đoạn trụ E41/28

- Chiều dài cấp điện xa nhất là 3.5 km

- Phụ tải cao điểm Pmax=1.42 MW, thấp điểm Pmin=0.74MW

(c) Tuyến 475

- Chủng loại dây dẫn chủ yếu là loại dây cáp ngầm có tiết diện 240, 150, 95 và 50

mm2, còn lại là dây dẫn trên không có tiết diện 185, 70 và 50mm2

- Khu vực cấp điện: cấp điện cho khu vực các phường 1, 2, 5, 6 và 8

- Liên kết tuyến:

 Với tuyến 476 qua 03 LBS tại trạm hợp bộ Đại Học: LBS Đại Học đi Cư

Xá Đại Học, LBS Đại Học đi Bùi Thị Xuân, LBS Đại Học đi Viện Nghiên Cứu Hạt Nhân

 Với tuyến 478 qua LBS tại trạm hợp bộ Nguyễn Văn Cừ đi Trường Kỹ Thuật

 Với tuyến 477 tại 03 vị trí là: tại LBS trạm hợp bộ Phan Đình Phùng đi E36, LBS Hải Thượng đi Hai Bà Trưng và LBS Nông Nghiệp đi E35

- Chiều dài cấp điện xa nhất là 11.4 km

- Phụ tải cao điểm Pmax=11.63 MW, thấp điểm Pmin=4.03MW

(d) Tuyến 477

- Chủng loại dây dẫn chủ yếu là loại dây cáp ngầm có tiết diện 150, 70 và 50

mm2, còn lại là dây dẫn trên không có tiết diện 185, 150, 120, 70 và 50mm2

- Khu vực cấp điện: cấp điện cho khu vực các phường 6, 7 và 8

- Liên kết tuyến:

 Với tuyến 476 qua 03 LBS tại trạm hợp bộ Đại Học: LBS Đại Học đi Cư

Xá Đại Học, LBS Đại Học đi Bùi Thị Xuân, LBS Đại Học đi Viện Nghiên Cứu Hạt Nhân

 Với tuyến 478 qua LBS tại trạm hợp bộ Nguyễn Văn Cừ đi Trường Kỹ Thuật

 Với tuyến 477 tại 03 vị trí là: tại LBS trạm hợp bộ Phan Đình Phùng đi E36, LBS Hải Thượng đi Hai Bà Trưng và LBS Nông Nghiệp đi E35

- Chiều dài cấp điện xa nhất là 12.4 km

- Phụ tải cao điểm Pmax=6.35 MW, thấp điểm Pmin=1.82 MW

2.1.2.3 Trạm 110/22kV Suối Vàng

(a) Tuyến 474 SV

- Chủng loại dây dẫn chủ yếu là dây dẫn trên không có tiết diện 185, 70 và 50mm2

- Khu vực cấp điện: cấp điện cho khu vực phường 7

- Liên kết tuyến: với tuyến 477 qua LTD E35/62

- Chiều dài cấp điện xa nhất là 2.4 km

- Phụ tải cao điểm Pmax=1.47 MW, thấp điểm Pmin=0.6MW

2.1.3. Tình hình tăng trưởng và đặc điểm của phụ tải

2.1.3.1 Tình hình tăng trưởng điện thương phẩm

Tốc độ tăng thương phẩm trung bình của thành phố Đà Lạt là 7.13%, tăng mạnh vào năm 2013, đến năm 2014 thì giảm và có xu hướng tăng trở lại vào năm 2016 Tính đến tháng 11/2017 tốc độ tăng thương phẩm là 9% so với năm 2016, số liệu chi tiết theo Bảng 2.5

Bảng 2.5 Tốc độ tăng thương phẩm giai đoạn 2012-2016

Năm 2012 2013 2014 2015 2016

Điện thương phẩm

(kWh)

191,851,961

209,609,253

224,344,235

240,418,806

260,084,379

13,214,045

14,059,275

17,647,737

21,378,807

196,395,208

210,284,960

222,771,069

238,705,572

Tốc độ tăng trưởng

Điện lực Đà Lạt là đơn vị có sản lượng thương phẩm lớn nhất trong 12 Điện lực trực thuộc Công ty Điện lực Lâm Đồng, tỷ trọng thương phẩm hàng năm chiếm trên 25% tổng sản lượng thương phẩm toàn Công ty

2.1.3.2 Đặc điểm phụ tải lưới điện phân phối Đà Lạt

Cơ cấu điện thương phẩm thành phố Đà Lạt được chia ra thành 05 thành phần phụ tải, tỷ trọng 05 thành phần phụ tải qua các năm theo Bảng 2.6

Bảng 2.6 Tỷ trọng 05 thành phần phụ tải giai đoạn 2012-2017

Các thành phần phụ tải 2012 2013 2014 2015 2016

10 tháng đầu năm

Thành phần thương nghiệp, dịch vụ và Nông, lâm nghiệp đang có xu hướng tăng theo từng năm Thành phần Quản lý, tiêu dùng và thành phần Công nghiệp xây dựng đang có xu hướng chững lại Do vậy cần phải có định hướng để đầu tư lưới điện cho các khu vực sản xuất Nông nghiệp và các khu du lịch ở ngoại thành thành phố Đà Lạt cho các năm tới

2.1.4. Tình hình thực hiện công tác giảm TTĐN

2.1.4.1 Các phương pháp chốt chỉ số để tính toán TTĐN đang áp dụng tại đơn vị

(a) Công thức tính toán xác định TTĐN

Tổn thất điện năng của Điện lực được xác định như sau:

AĐLi = AĐLi nhận - AĐLi giao

AĐLi% = AĐLi /(AĐLi nhận - AĐLi OTT) x 100%

Trong đó:

 AĐli là tổng TTĐN của Điện lực i

 AĐLi% là tỷ lệ TTĐN của Điện lực i

 AĐLi nhận là tổng điện nhận của Điện lực i

 AĐLi giao là tổng điện giao của Điện lực i

 AĐLi OTT là tổng điện năng nhận giao ngay không gây TTĐN không được tính vào điện năng để xác định tỷ lệ TTĐN trên lưới điện Điện năng này được xác định bằng tổng các sản lượng điện năng đơn vị nhận rồi giao luôn cho khách hàng hoặc các đơn vị khác trên cùng một cấp điện áp tại cùng một trạm biến áp giao nhận điện năng

Hiện nay tại Điện lực đang tồn tại song song 02 phương pháp chốt chỉ số để tính toán TTĐN hàng tháng theo công thức trên như sau:

(b) Phương pháp truyền thống (hình bình hành)

Việc thực hiện tính toán TTĐN theo phương pháp này được thực hiện như sau:

- Sản lượng điện nhận: được ghi nhận từ 0h ngày đầu tháng và chốt vào 24h của ngày cuối tháng

- Sản lượng thương phẩm: được ghi nhận theo từng phiên ghi điện, ghi nhận sản lượng của một ngày vào tháng trước và chốt số liệu vào cùng một ngày của tháng sau

Do sản lượng điện nhận và sản lượng thương phẩm không cùng nằm trong cùng

1 tháng, nên phương pháp này còn được gọi là phương pháp hình bình hành hoặc là phương pháp gối đầu

Nhược điểm của phương pháp này là dễ bị ảnh hưởng bởi các yếu tố như thời tiết, biến động của các yếu tố phụ tải, chênh lệch giữa số ngày thương phẩm và số ngày nhận lưới, hay do chênh lệch từ số liệu ghi điện của ghi điện viên… nên dẫn đến

tỷ lệ TTĐN giữa các tháng có sự biến đổi lớn, có trường hợp tháng có tỷ lệ TTĐN âm, dẫn đến khó nhận định và khoanh vùng khu vực tổn thất để đưa ra các giải pháp giảm TTĐN

Tuy nhiên phương pháp này có ưu điểm là đơn giản trong công tác thực hiện, thời gian chốt số liệu lũy kế càng dài thì kết quả sẽ càng chính xác

(c) Phương pháp mới (hình chữ nhật)

Nhằm hạn chế tình trạng sai sót do phương pháp truyền thống gây ra, bắt đầu từ tháng 5/2016 phương pháp chốt chỉ số mới được đưa vào thử nghiệm tại các Công ty Điện lực, các Điện lực trong toàn Tổng công ty Điện lực miền Nam, nguyên tắc tính như sau:

- Số liệu phục vụ tính toán tổn thất của từng thành phần phải được chốt trong cùng một ngày, các số liệu được ghi vào một ngày cố định của tháng trước và cùng một ngày tháng sau, phương pháp chốt chỉ số theo phương pháp mới theo Hình 2.2

- Đối với lưới hạ áp: sản lượng điện nhận được ghi nhận từ công tơ tổng trạm, thương phẩm được ghi nhận từ các công tơ khách hàng thuộc trạm

- Đối với lưới trung áp: sản lượng điện nhận từng xuất tuyến được ghi nhận từ công tơ đầu xuất tuyến, thương phẩm của tuyến được ghi nhận từ các công tơ tổng trạm của toàn tuyến

- Sau cùng tổn thất của toàn tuyến sẽ bằng tổn thất trung áp cộng với tổng tổn thất

hạ áp của các TBA trên tuyến

Tuy phương pháp này đã khắc phục được các nhược điểm của phương pháp hình bình hành như: sự tác động của các yếu tố như thời tiết, biến động của các yếu tố phụ tải, chênh lệch giữa số ngày thương phẩm và số ngày nhận lưới Nhưng vẫn chưa khắc

phục được sai sót chủ quan từ việc ghi điện của ghi điện viên (nếu chốt sai chỉ số hạ áp

sẽ dẫn đến việc tính toán sai số liệu TTĐN của toàn tuyến)

Để khắc phục nhược điểm này, bắt đầu từ tháng 5/2017 việc cập nhật chỉ số công

tơ tổng trạm đã được thực hiện cập nhật trực tiếp từ các công tơ tổng trạm có lắp đặt

hệ thống đo ghi từ xa để nâng cao độ chính xác cho việc tính toán TTĐN

2.1.4.2 Kết quả thực hiện tỷ lệ TTĐN qua các năm

(a) Kết quả giảm TTĐN từ năm 2012-2016

Tỷ lệ TTĐN giảm mạnh trong giai đoạn từ 2012 đến 2014 và bắt đầu tăng trở lại vào năm 2016, số liệu chi tiết theo Bảng 2.7

số ngày thương phẩm và điện nhận), cụ thể qua số liệu năm 2016 trong Bảng 2.8

Hình 2.2 Vùng xác định TTĐN theo phương pháp mới

Bảng 2.8 Tỷ lệ TTĐN các tháng năm 2016

Tháng thực hiện

Tỷ lệ TTĐN (%)

Số ngày thương phẩm

Số ngày nhận lưới

sẽ không kịp thời hoặc không còn chính xác

(b) Kết quả thực hiện TTĐN theo phương pháp chốt chỉ số mới

Qua kết quả chốt chỉ số để tính toán TTĐN theo phương pháp mới có thể thấy tỷ

lệ TTĐN qua các tháng không có sự chênh lệch nhiều như phương pháp chốt chỉ số cũ

và các số liệu theo phướng pháp này dùng để đánh giá tình hình TTĐN thực hiện từng tháng sẽ hợp lý và sát với thực tế hơn, số liệu cụ thể theo Bảng 2.9

Bảng 2.9 Tỷ lệ TTĐN các tháng năm 2017 theo phương pháp mới

Tháng

Tỷ lệ tổn thất trung thế (%)

Tỷ lệ tổn thất hạ thế (%)

Tỷ lệ tổn thất toàn đơn vị (%)

Tháng

Tỷ lệ tổn thất trung thế (%)

Tỷ lệ tổn thất hạ thế (%)

Tỷ lệ tổn thất toàn đơn vị (%)

Bảng 2.10 Tỷ lệ TTĐN từng xuất tuyến

Xuất tuyến

Tỷ lệ TTĐN trung áp tháng thực hiện (%) T6 T7 T8 T9 T10 T11

2.1.5.1 Các giải pháp tổ chức:

(a) Tình hình thực hiện:

Căn cứ vào tình hình thực tế để kiện toàn bộ máy tổ chức và lập chương trình công tác giảm TTĐN để thực hiện hàng năm

Căn cứ vào tình hình thực hiện công tác giảm TTĐN trong tháng và tình hình thực hiện theo chương trình công tác giảm TTĐN để đánh giá, kiểm điểm tình hình thực hiện và đề ra các giải pháp giảm TTĐN cho các tháng tiếp theo

(b) Nhận định:

Đơn vị đều thực hiện đầy đủ các nội dung theo yêu cầu về kiện toàn công tác tổ chức, lập chương trình công tác giảm TTĐN hàng năm và hàng tháng đều có báo cáo đầy đủ Tuy nhiên trong quá trình triển khai thực hiện vẫn còn các thiếu sót như sau:

- Các chương trình giảm TTĐN vẫn chưa đánh giá được hiệu quả của các giải pháp đầu tư, sửa chữa lưới điện của các năm trước và năm tiếp theo tương ứng với nguồn vốn được Công ty cấp

- Chưa tổng hợp đánh giá được khối lượng các công việc cần phải thực hiện theo chương trình đơn vị đã lập

- Công tác đánh giá, kiểm điểm tình hình thực hiện các giải pháp giảm TTĐN hàng tháng chưa được chặt chẽ, cụ thể: chưa đánh giá được hiệu quả giảm TTĐN của các giải pháp đã thực hiện trong tháng; các giải pháp thực hiện cho các tháng sau thì chưa có khối lượng thực hiện cụ thể

2.1.5.2 Các giải pháp quản lý kỹ thuật và quản lý vận hành:

(a) Tình hình thực hiện:

Thực hiện công tác quản lý kỹ thuật, kiểm tra, đo đạc và bảo trì lưới điện đúng theo quy định 1737/QĐ-EVN SPC của Tổng công ty Điện lực miền Nam Kết hợp với công tác theo dõi tình hình vận hành đầu các xuất tuyến, các TBA qua phần mềm theo dõi thông số vận hành online để đưa ra các giải pháp xử lý các tồn tại gây TTĐN, khối lượng thực hiện năm 2016 (theo số liệu tổng kết công tác hàng tháng) tại đơn vị như sau:

- Thực hiện cân pha san tải được 62 TBA, cân pha 02 đường dây trung áp

- Tăng cường công suất cho 16 TBA, đưa 06 TBA vào trung tâm phụ tải

- Xử lý 31 đường dây hạ áp có điện áp thấp cuối đường dây

- Xử lý 53 mối nối trung thế và 92 mối nối hạ thế không đảm bảo yêu cầu kỹ thuật

- Xử lý tiếp xúc cáp xuất cho 49 TBA

- Vận hành kinh tế máy biến áp bằng cách hoán chuyển để chống non tải và quá tải cho 21 TBA

- Thỏa thuận cô lập 13/254 trạm biến áp chuyên dùng có công suất sử dụng trung bình dưới 30% công suất định mức theo qui định của quy trình kinh doanh điện năng [8]

(b) Nhận định:

Qua số liệu thống kê các giải pháp giảm tổn thất điện năng nêu trên tại Điện lực

Đà Lạt có thể thấy khối lượng thực hiện là tương đối ít, cụ thể: công tác cân pha TBA thực hiện được khoảng 05TBA/tháng, hoán chuyển MBA được 02TBA/tháng, xử lý đường dây hạ áp có điện áp thấp được trung bình 03 đường dây/tháng…Như vậy, với khối lượng thực hiện như trên thì khả năng đóng góp vào công tác giảm TTĐN hàng tháng là rất ít, chưa kể đến việc thực hiện các giải pháp trên phải thực hiện cắt điện để công tác, phải tốn chi phí nhân công, chi phí vật tư để thực hiện nên rất khó để đánh giá hiệu quả sau khi thực hiện

Việc thực hiện các giải pháp quản lý vận hành đòi hỏi phải có đầy đủ số liệu để tính toán, phân tích và đưa ra giải pháp thực hiện Trong khi đó phụ tải thì thay đổi thường xuyên theo từng giờ trong ngày, mà như vậy thì công tác thu thập dữ liệu thông qua việc đo đạc thông số thì không thể đáp ứng được

Hầu hết các TBA chuyên dùng đang vận hành non tải (nhỏ hơn 30% công suất định mức), cụ thể: 254/275 TBA đang vận hành non tải (số liệu cụ thể theo phụ lục 1), tổng công suất lắp đặt các TBA chuyên dùng là 65,258kVa, công suất sử dụng trung bình của tất cả các trạm này chỉ đạt 9.37% trên công suất lắp đặt Do các máy biến áp truộc các trạm này đang vận hành với chế độ non tải nên tổn hao đồng trong máy biến

áp là không đáng kể và có thể bỏ qua, như vậy tổng tổn thất không tải của các TBA chuyên dùng này trong 01 năm là 727,220 kWh tương ứng 0.23% tỷ lệ TTĐN của toàn đơn vị trong năm 2016

Tuy chiếm tỷ lệ TTĐN khá cao, nhưng công tác xử lý tình trạng TBA chuyên dùng có công suất sử dụng trung bình dưới 30% công suất định mức theo qui định chung còn gặp nhiều trở ngại do những nguyên nhân sau:

- Việc đề nghị khách hàng giảm công suất định mức của TBA chủ yếu dựa trên thỏa thuận là chính, chưa thể ngừng cung cấp điện do nhiều nguyên nhân như: phải đảm bảo nhiệm vụ cấp điện để phục vụ an ninh chính trị tại, phải tạo điều kiện để phát triển kinh tế xã hội của địa phương…

- Không có nguồn hạ áp riêng để cung cấp điện cho các TBA theo mùa vụ ở những khoảng thời gian không hoạt động sản xuất kinh doanh, nhưng vẫn phải duy trì cấp điện tại các trạm này do nhu cầu sinh hoạt

2.1.5.3 Các giải pháp đầu tư lưới điện:

(a) Tình hình thực hiện

Tổng chi phí đầu tư xây dựng và sửa chữa lớn giai đoạn từ năm 2011-2017 cho lưới phân phối Đà Lạt là 45.57 tỷ đồng chiếm 13,5% tổng nguồn vốn đầu tư giai đoạn 2011-2017 của toàn Công ty, trong đó đầu tư cho lưới trung thế là 18.32 tỷ đồng chiếm

40% tổng vốn đầu tư, đầu tư cho lưới điện hạ thế là 27.64 tỷ đồng chiếm 60% tổng vốn đầu tư, chi tiết nguồn vốn đầu tư từng năm theo Bảng 2.11 như sau:

Bảng 2.11 Tổng nhu cầu đầu tư lưới điện giai đoạn 2011-2017

1.80

4.34

2.78

0.87

3.78

10.30

27.64

1.28

1.27

0.46

1.50

-

4.98

2

Nguồn vốn đầu

tư xây dựng Tỷ đồng

3.77

1.32

3.06

1.51

0.41

2.28

10.30

22.66

II

Lưới điện

Trung thế Tỷ đồng

1.84

5.89

-

4.15

0.65

3.95

1.84

18.32

1

Nguồn vốn đầu

tư sửa chữa lớn Tỷ đồng

1.08

0.23

-

1.49

0.65

3.95

1.84

9.24

2

Nguồn vốn đầu

tư xây dựng Tỷ đồng

0.76

5.66

-

2.66

Tổng đầu tư Tỷ đồng

5.61

7.69

4.34

6.94

1.52

7.73

12.14

45.97

(b) Nhận định

Qua bảng số liệu có thể thấy, tại đơn vị đang tập trung nguồn vốn để sữa chữa lưới điện hàng năm cho lưới điện trung thế, tổng số vốn để sữa chữa lưới điện trung thế chiếm 65% trên tổng nguồn vốn sữa chữa lớn giai đoạn 2011-2017

Nguồn vốn đầu tư xây dựng đang được đẩy mạnh đầu tư cho lưới điện hạ thế trong năm 2017 với các hạng mục ưu tiên cho công tác giảm TTĐN như: cấy trạm biến áp để giảm bán kính cấp điện hạ áp, thực hiện các công trình chống quá tải, đầu tư thêm nhánh mới để sang tải…Tổng nguồn vốn đầu tư cho lưới điện hạ áp chiếm 71% trên tổng nguồn vốn đầu tư xây dựng giai đoạn 2011-2017, 29% nguồn vốn còn lại để đầu tư xây dựng các đường dây nối tuyến dự phòng

Tiến độ thi công các công trình sửa chữa, cải tạo lưới điện hàng năm còn khá chậm (các công trình sửa chữa lớn thường hoàn thành vào tháng 07, còn các công trình đầu tư xây dựng thường hoàn thành vào tháng 11 hàng năm) Như vậy, hiệu quả giảm TTĐN trong năm thực hiện đầu tư thường không cao

Nguồn vốn đầu tư vào lưới điện hàng năm không ổn định mà thường phụ thuộc vào nguồn vốn Công ty Điện lực Lâm Đồng được phân bổ hàng năm Tuy nhiên tỷ lệ TTĐN được giao của năm sau lại luôn thấp hơn năm trước, trong khi nhu cầu tăng trưởng của phụ tải hàng năm lại tăng dần sẽ kéo theo việc gia tăng sản lượng TTĐN Như vậy để thực hiện đầu tư lưới điện mang lại hiệu quả cao trong công tác giảm TTĐN luôn đòi hỏi đơn vị phải tính toán một cách kỹ càng để đưa ra được lựa chọn đầu tư cho phù hợp với tình hình thực tế tại đơn vị

2.1.5.4 Các giải pháp kinh doanh:

(a) Tình hình thực hiện

Thực hiện các giải pháp nhằm đảm bảo hệ thống đo đếm vận hành chính xác như: phải thực hiện kiểm định ban đầu cho tất cả các công tơ, thực hiện nghiêm các qui định về lắp đặt, kiểm tra và nghiệm thu công tơ, thực hiện thay thế định kỳ công tơ đúng thời hạn quy định, thực hiện củng cố và nâng cấp hệ thống đo đếm

Thực hiện quản lý, giám sát chặt chẽ trong công tác ghi chỉ số, quản lý khách hàng đúng trạm

Thực hiện kiểm tra, xử lý nghiêm và tuyên truyền ngăn ngừa lấp cắp điện

(b) Nhận định

Trong các giải pháp quản lý kinh doanh nêu trên thì các công tác như: thay thế thiết bị đo đếm định kỳ, công tác nghiệm thu, công tác kiểm định đều có các chương trình để theo dõi, có qui trình để triển khai thực hiện và giám sát nên việc sai sót trong các công tác này thì không lớn

Còn đối với công tác ghi chỉ số hiện nay thì việc giám sát chưa được chặt chẽ dẫn đến vẫn còn một số tồn tại như:

- Khách hàng bị sai trạm do xuất tuyến hạ áp của 2 trạm đi cùng trên 01 trụ dẫn đến khai báo nhầm khách hàng trạm này sang trạm khác

- Cách chốt chỉ số chưa chính xác dẫn đến sản lượng TTĐN từ trung thế hạ thế bị đẩy sang hạ thế hoặc ngược lại

Hai tồn tại nêu trên không ảnh hưởng đến tổn thất tổng của toàn đơn vị, tuy nhiên

do sai sót trên sẽ dẫn đến việc khoanh vùng tổn thất gặp nhiều khó khăn và việc đánh giá nhận định sai sẽ dẫn đến việc đưa ra các giải pháp giảm TTĐN sẽ không đúng trọng tâm, hiệu quả giảm TTĐN từ việc thực hiện các giải pháp sẽ không cao

2.1.5.5 Nhận xét chung

Tóm lại, để có các giải pháp giảm TTĐN hiệu quả và phù hợp với tình hình thực

tế tại đơn vị thì việc đánh giá và tính toán TTĐN đúng với tình hình thực tế là vô cùng cần thiết

Để công tác phân tích đánh giá được chính xác thì đòi hỏi số liệu thu thập được

từ các công tác quản lý kỹ thuật, vận hành và kinh doanh phải đúng với tình hình thực

tế Điều đó đòi hỏi đơn vị phải nâng cao năng lực quản lý, kiểm soát chặt chẽ dữ liệu

để tránh các sai sót dẫn đến việc đánh giá nhận định không đúng trọng tâm

Việc tính toán TTĐN đúng sẽ khắc phục được một số hạn chế của công tác chốt chỉ số, để từ đó công tác nhận định đánh giá và đưa ra các giải pháp giảm TTĐN sẽ đúng trọng tâm và hiệu quả hơn