Nghiên cứu các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối huyện di linh công ty điện lực lâm đồng

TRANG TÓM TẮT TIẾNG ANH NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN DI LINH – CÔNG TY ĐIỆN LỰC LÂM ĐỒNG Graduate Student: Phan Phạm Phú Quốc Bảo Major: E

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG

PHAN PHẠM PHÚ QUỐC BẢO

NGHIÊN CỨU GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN DI LINH TỈNH LÂM ĐỒNG

Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện

Mã số: 60.52.02.02

LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT

Người hướng dẫn khoa học : PGS.TS Đinh Thành Việt

Đà Nẵng, Năm 2018

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi, dưới sự hướng dẫn của PGS.TS Đinh Thành Việt, tôi cũng xin cam đoan rằng các thông tin trích dẫn trong luận văn này đã được chỉ rõ nguồn gốc

Các số liệu, kết quả trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ công trình nào khác

Tác giả luận văn

Phan Phạm Phú Quốc Bảo

TRANG TÓM TẮT TIẾNG ANH

NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT

ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN DI LINH – CÔNG TY ĐIỆN LỰC LÂM ĐỒNG

Graduate Student: Phan Phạm Phú Quốc Bảo Major: Electrical Engineering

Code: 12744 –Course:K33 Bách Khoa Đà Nẵng University

Tóm tắt - Luận văn giới thiệu một số vấn đề về lý thuyết về tổn thất điện năng trên

lưới điện phân phối Nghiên cứu hiện trạng lưới điện huyện Di Linh tỉnh Lâm Đồng và tính toán tổn thất điện năng lưới điện khu vực huyện Di Linh – Công ty Điện lực Lâm Đồng bằng phần mềm PSS/ADEPT Từ đó, đưa ra các giải pháp nhằm giảm tổn thất điện năng lưới điện cho khu vực huyện Di Linh Các giải pháp giảm tổn thất điện năng như: tính toán tìm vị trí đặt

bù tối ưu cho lưới diện trung thế và lưới điện hạ thế, đồng thời đề xuất đầu tư sử dụng MBA Amorphous thiết bị tiết kiệm năng lượng Cuối cùng, phân tích kinh tế đánh giá hiệu quả đầu

tư

Từ khóa –Tổn thất điện năng và các giải pháp giảm tổn thất điện năng

STUDY SOLUTIONS TO REDUCE POWER LOSSESIN

DISTRIBUTION LINE GRID OF DI LINH DISTRICT – LAMDONG POWER COMPANY

ABSTRACT –Firstly, this thesis to introduce some proplems theotry about of power losses

in the ditribution grid Secondly, to study of the current status of Di Linh district electricity grid of Lâm Đồng province and calculate of power losses in the power grid at Di Linh District

- Lam Dong Power Company by using PSS/ ADEPT software After that, given solutions to reduce power losses of Di Linh district area Solutions to reduce power losses such as: caculate to determine optimal position of capacitor for the medium voltage (MV) and low voltage grid, as well as investment proposal using Amorphous transformer energy saving devices (Amorphous transformer)

Finally, Analyze the economic of investment efficiency assessment

Keywords – Power losses, solutions to reduce power losses

MỤC LỤC

TRANG BÌA

LỜI CAM ĐOAN

TRANG TÓM TẮT TIẾNG ANH

MỤC LỤC

DANH MỤC CÁC BẢNG

DANH MỤC CÁC HÌNH

MỞ ĐẦU 1

1 Lý do chọn đề tài: 1

2 Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu: 1

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu: 2

4 Phương pháp nghiên cứu 2

5 Bố cục của luận văn: 2

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG 3

1.1 Đặc điểm của lưới điện phân phối 3

1.1.1 Một số đặc điểm của lưới điện phân phối 3

1.1.2 Ảnh hưởng đến các chỉ tiêu kinh tế-kỹ thuật của hệ thống điện 3

1.1.3 Cấu trúc lưới điện 4

1.2 Thực trạng & đặc điểm của lưới phân phối của miền Nam 4

1.3 Vấn đề về tổn thất điện năng trong lưới phân phối 5

1.3.1 Các định nghĩa 5

1.3.2 Vấn đề xác định tổn thất điện năng 5

1.3.3 Thiết bị đo điện năng 5

1.3.3.1 Công tơ cơ điện: 6

1.3.3.2 Công tơ điện tử 6

1.3.4 Tổn thất điện năng trong hệ thống điện 7

1.3.4.1 Tổn thất điện năng các phần tử trong hệ thống điện 7

1.3.4.2 Tổn thất trong MBA hai cuộn dây 8

1.4 Phân loại ttđn và các nguyên nhân gây TTĐN 11

1.4.1 Bản chất của tổn thất điện năng 11

1.4.2 Tổn thất kỹ thuật 12

1.4.3 Tổn thất thương mại: 12

1.4.4 Các nguyên nhân gây tổn thất điện năng 12

1.5 Các phương pháp xác định tổn thất điện năng 14

1.5.1 Xác định tổn thất điện năng theo phương pháp đo lường [1] 14

1.5.1.1 Phương pháp dùng công tơ đo điện năng: 14

1.5.1.2 Xác định tổn thất điện năng dựa trên mô phỏng [1] 15

1.6 Các biện pháp giảm tổn thất điện năng 23

1.6.1 Các giải pháp giảm TTĐN liên quan đến thiết kế và chế tạo thiết bị điện 23 1.6.1.1 Giảm TTĐN trên đường dây: 23

1.6.1.2 Giảm TTĐN trong MBA: 23

1.6.2 Các giải pháp giảm TTĐN trong quản lý vận hành 24

1.6.2.1 Các giải pháp trong quy hoạch và thiết kế HTĐ: 24

1.6.2.2 Bù công suất phản kháng trong vận hành HTĐ:[1] 24

1.6.2.3 Tối ưu hoá tái cấu trúc lưới điện: 26

1.6.2.4 Nâng cao chất lượng điện năng: 27

Kết luận chương 1 27

CHƯƠNG 2 ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG VÀ TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN DI LINH TỈNH LÂM ĐỒNG 28

2.1 Tổng quan về điện lực di linh 28

2.1.1 Sơ lược về vị trí địa lý huyện Di Linh 28

2.1.1.1 Phòng kế hoạch kỹ thuật 29

2.1.1.2 Phòng tổng hợp 29

2.1.1.3 Phòng kinh doanh 29

2.1.1.4 Phòng kế toán 29

2.1.1.5 Đội quản lý vận hành 30

2.2 Hiện trạng về lưới điện phân phối và tình hình tổn thất điện năng trên lưới phân phối của huyện di linh 30

2.2.1 Nguồn cấp điện hiện tại cho huyện Di Linh 30

2.2.2 Tình hình các xuất tuyến 22kV TBA 110/22KV 2x25 MVA Di linh 30

2.2.2.1 Xuất tuyến 472 30

2.2.2.2 Xuất tuyến 474 31

2.2.2.3 Xuất tuyến 476 31

2.2.2.4 Xuất tuyến 478 32

2.2.2.5 Nhánh rẽ Đinh Trang Hòa tuyến 478 Bảo Lâm 32

2.2.3 Tình hình quản lý vận hành đường dây và trạm biến áp phân phối: 33

2.2.4 Đặc điểm phụ tải 33

2.2.5 Phương thức vận hành cơ bản và tình hình tổn thất điện năng 35

2.2.6 Thống kê tình hình tổn thất điện năng các năm 36

2.7 Tình hình tổn thất lưới hạ áp 36

2.8 Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT tính toán tổn thất điện năng cho lưới trung áp và các phần mềm hỗ trợ theo dõi và phân tích tính toán 37

2.8.1 Các phần mềm hỗ trợ theo dõi tính toán TTĐN 37

2.8.1.1 Phần mềm giao nhận điện năng 37

2.8.1.2 Phần mềm đo ghi từ xa (MDAS) 37

2.8.1.3 Phần mềm quản lý khách hàng CMIS 2.0 37

2.8.2 Giới thiệu và sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính toán tổn thất 37

2.8.2.1 Giới thiệu chung 37

2.8.2.2 Các modul 38

2.8.2.3 Modul Load Flow 38

2.8.2.4 Modul CAPO 38

2.9 Ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính phân bố công suất và tổn thất điện năng lưới điện trung thế huyện Di Linh 40

2.9.1 Các bước triển khai thực hiện tính toán bằng phần mềm 40

2.9.2 Kết quả tính toán 42

2.10 Nhận xét tổn thất điện năng năm 2017 cho lưới điện hiện hữu 46

2.10.1 Lưới trung thế 46

2.10.2 Các trạm biến áp 46

2.10.3 Lưới điện hạ thế 46

Kết luận chương 2 46

CHƯƠNG 3 MỘT SỐ GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG47 TẠI ĐIỆN LỰC DI LINH 47

3.1 Biện pháp tổ chức kinh doanh giảm tổn thất điện năng 47

3.1.1 Cải tiến nâng cao chất lượng công tác dịch vụ khách hàng 47

3.1.2 Về công tác quản lý hệ thống đo đếm ranh giới 48

3.1.3 Công tác quản lý hệ thống đo đếm khách hàng 48

3.1.4 Công tác quản lý tổn thất khu vực 48

3.1.5 Ứng dụng các phần mềm và công nghệ mới trong công tác giảm TTĐN 48

3.1.6 Nâng cao chất lượng công tác quản lý chỉ số điện năng 48

3.1.7 Công tác phòng chống vi phạm sử dụng điện 48

3.1.8 Công tác đào tạo, tuyên truyền 49

3.2 Biện pháp kỹ thuật để giảm tổn thất điện năng 49

3.2.1 Các giải pháp lâu dài 49

3.2.1.1 Giải pháp quản lý vận hành 49

3.2.1.2 Giải pháp quản lý phụ tải phát triển mới 50

3.2.1.3 Giải pháp áp dụng công nghệ vào quản lý vận hành 50

3.2.2 Giải pháp lắp đặt tụ bù cho đường dây trung thế 50

3.2.2.1 Tình hình bù hiện tại của lưới điện trung thế các phát tuyến như sau: 50

3.2.2.2 Tính toán việc lắp đặt tụ bù bằng mô đun CAPO 51

3.2.3 Giải pháp giảm tổn thất cho trạm biến áp công cộng: 54

3.2.3.1 Lợi ích tổn thất không tải P0 55

3.2.3.2 Lợi ích công suất được phát triển phụ tải thêm so với máy cũ là: 55

3.2.4 Giải pháp giảm tổn thất hạ thế cho các trạm có tổn thất cao trên 5% 56

3.2.5 Giải pháp giảm tổn thất hạ thế cho các trạm biến áp có tổn thất hạ thế cao57

3.3 Đánh giá hiệu quả thực hiện 59

3.3.1 Hiệu quả giảm tổn thất điện năng như sau: 59

3.3.2 Phân tích hiệu quả kinh tế 59

3.3.3 Tính toán kinh tế việc áp dụng giải pháp kỹ thuật giảm TTĐN 60

TÀI LIỆU THAM KHẢO 64 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 (BẢN SAO)

DANH MỤC CÁC BẢNG

Số

2.1 Điện năng sử dụng theo các thành phần kinh tế năm 2014- 2017 35

2.3 Tổng điện năng nhận, thương phẩm, tổn thất lưới hạ áp 36 2.4 Thống kê các hệ số Relative Duration (pu) các phát tuyến 41 2.5 Phân bố công suất đầu tuyến của các xuất tuyến tháng 9 như sau: 42 2.6 Tổng hợp tổn thất các phát tuyến huyện di linh tháng 9 44 2.7

Tổng hợp kết quả tính toán tổn thất công suất đdtt & tba trên lưới

2.8 Kết quả tính toán ttđn lưới điện trung thế huyện di linh năm 2017 45 3.1 Tình hình bù hiện tại của lưới điện trung thế 50 3.2 Bảng kết quả tính toán tổn thất trước khi bù 51

3.4 Tổng hợp lợi ích tổn thất điện năng sau khi chạy bù CAPO 53

3.6 So sánh tổn thất MBA Amorphous và MBA thông thường 55 3.7 Lợi ích công suất được phát triển phụ tải thêm 55

3.9 Lợi ích tổn thất công suất sau khi bù công suất phản kháng 58

3.12 Tổng hợp tổn thất CS Điện lực Di linh sau khi thực hiện giải pháp 59

DANH MỤC CÁC HÌNH

Số hiệu

1.4 Sơ đồ thay thế MBA hai cuộn dây khi điện áp ≤ 220kV 8 1.5 Sơ đồ thay thế đường dây lưới điện phân phối 10 1.6 Sơ đồ thay thế hai đoạn đường dây và hai phụ tải 10

1.9 Lưới điện với các điểm đo ĐTPT điển hình 16 1.10 Lưới trung áp và vị trí lấy ĐTPT điển hình 17

2.6 Biểu đồ tiêu thụ điện của năm thành phần phụ tải 34 2.7 Các bước triển khai thực hiện tính toán phần mềm 40

MỞ ĐẦU

1 Lý do chọn đề tài:

Ngày nay, cùng với nền kinh tế hội nhập của thế giới và sự phát triển mạnh mẽ của các lĩnh vực khoa học công nghệ kỹ thuật đòi hỏi ngành điện cần có những giải pháp thực hiện đầu tư phát triển nguồn, lưới điện đủ để cung cấp cho phụ tải, cũng như đưa ra giải pháp vận hành tối ưu hệ thống điện, đảm bảo về chất lượng và độ tin cậy Trong đó giảm tổn thất điện năng là tiêu chí được quan tâm hàng đầu của Tổng Công

ty Điện lực miền Nam nói chung, Công ty Điện lực Lâm Đồng và các Điện lực trực thuộc nói riêng

Là một đơn vị quản lý vận hành và kinh doanh điện năng trực thuộc Tổng công

ty Điện lực miền Nam, Công ty Điện lực Lâm Đồng và các Điện lực trực thuộc có nhiệm vụ phải thực hiện đạt các chỉ tiêu kế hoạch gồm chỉ tiêu giảm tổn thất điện năng, giảm tổng chi phí sản xuất, đồng thời phải vận hành lưới điện tin cậy là những mục tiêu quan trọng hàng đầu của Công ty Hiện nay, Tổng Công ty Điện lực miền Nam đã xây dựng đề án lộ trình giảm tổn thất điện năng giai đoạn 2016-2020, trong đó giao cho Công ty Điện lực Lâm Đồng thực hiện đến năm 2020 phấn đầu giảm tỷ lệ tổn thất điện năng là 4,7% Trong khi đó, lưới điện phân phối các huyện của Công ty Điện lực Lâm Đồng được xây dựng từ trước năm 1975, hằng năm đều được đầu tư sửa chữa nâng cấp, xây dựng mới, tuy nhiên do nguồn vốn được phân bổ có hạn nên hệ thống lưới điện phân phối hiện hữu chưa đáp ứng với tốc độ phát triển và nhu cầu sử dụng điện của địa phương, dẫn đến các tuyến đường dây và trạm biến áp bị quá tải, tổn thất điện năng cao Vì vậy để đảm bảo thực hiện đạt tỷ lệ tổn thất điện năng trong các năm tới theo kế hoạch được giao, cần phải có các giải pháp hữu hiệu để giảm tổn thất điện năng

Từ những lý do nêu trên nên tôi chọn đề tài “ Nghiên cứu giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối huyện Di Linh tỉnh Lâm Đồng” để thực hiện

2 Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu:

3.1 Mục tiêu:

- Nghiên cứu hệ thống lưới điện hiện hữu và đưa ra các giải pháp để giảm tổn thất điện năng, đề xuất các giải pháp vận hành tin cậy và hiệu quả trên lưới điện phân phối huyện Di Linh tỉnh Lâm Đồng

- Đánh giá hiệu quả đầu tư sau khi thực hiện các giải pháp đề xuất để kiến nghị cho Điện lực Di Linh thực hiện

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu:

- Đối tượng nghiên cứu là các phương pháp tính toán tổn thất công suất, tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối và các giải pháp giảm tổn thất điện năng và giải pháp giảm tổn thất vận hành tin cậy

- Phạm vi nghiên cứu: Lưới điện phân phối do Công ty Điện lực Di Linh quản lý vận hành

4 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, 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 để xác định các vị trí bù tối ưu công suất phản kháng và các giải pháp khác…

- Đánh giá lại hiệu quả sau khi thực hiện các giải pháp để vận hành hiệu quả

5 Bố cục của luận văn:

Phần I Mở đầu

Phần II Nội dung chính

Chương 1: Tổng quan về lưới điện phân phối và tổn thất điện năng

Chương 2: Đánh giá hiện trạng công tác quản lý vận hành lưới điện phân phối do Điện lực Di Linh quản lý

Chương 3: Đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng nâng cao hiệu quả vận hành trên lưới điện phân phối huyện Di Linh

Kết luận và kiến nghị

Tài liệu tham khảo

Phụ lục

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

VÀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG

1.1 Đặc điểm của lưới điện phân phối

1.1.1 Một số đặc điểm của lưới điện phân phối

Lưới điện phân phối (LĐPP) là lưới điện chuyển tải điện năng trực tiếp từ

các trạm biến thế trung gian (thường là các trạm: 110/22 kV, 110/35/22 kV,

35/22 kV) đến khách hàng Đường dây truyền tải thường được vận hành mạch

vòng hay mạch tia, còn các đường dây phân phối luôn được vận hành hở trong

mọi trường hợp Nhờ cấu trúc vận hành hở mà hệ thống relay bảo vệ chỉ cần sử

dụng loại relay quá dòng Để tái cung cấp điện cho khách hàng sau sự cố, hầu

hết các tuyến dây đều có các mạch vòng liên kết với các đường dây kế cận được

cấp điện từ một trạm biến áp trung gian khác hay từ chính trạm biến áp có

đường dây bị sự cố Việc khôi phục lưới được thực hiện thông qua các thao tác

đóng/cắt các cặp khoá điện nằm trên các mạch vòng, do đó trên lưới phân phối

có rất nhiều khoá điện Một đường dây phân phối luôn có nhiều loại phụ tải khác

nhau (ánh sáng sinh hoạt, thương mại dịch vụ, công nghiệp …) và các phụ tải

này được phân bố không đồng đều giữa các đường dây Mỗi loại tải lại có thời

điểm đỉnh tải khác nhau và luôn thay đổi trong ngày, trong tuần và trong từng

mùa Vì vậy, trên các đường dây, đồ thị phụ tải không bằng phẳng và luôn có sự

chênh lệch công suất tiêu thụ Điều này gây ra quá tải đường dây và làm tăng

tổn thất trên lưới điện phân phối Để chống quá tải đường dây và giảm tổn thất,

các điều độ viên sẽ thay đổi cấu trúc lưới điện vận hành bằng các thao tác

đóng/cắt các cặp khoá điện hiện có trên lưới Vì vậy, trong quá trình thiết kế, các

loại khoá điện (Recloser, LBS, DS…) sẽ được lắp đặt tại các vị trí có lợi nhất để

khi thao tác đóng/cắt các khoá này vừa có thể giảm chi phí vận hành và vừa

giảm tổn thất năng lượng

Bên cạnh đó, trong quá trình phát triển, phụ tải liên tục thay đổi, vì vậy xuất hiện nhiều mục tiêu vận hành lưới điện phân phối để phù hợp với tình hình cụ thể Tuy nhiên, các điều kiện vận hành lưới phân phối luôn phải thoả mãn các điều kiện:

Cấu trúc vận hành hở

Tất cả các phụ tải đều được cung cấp điện, sụt áp trong phạm vi cho phép

Các hệ thống bảo vệ relay phải thay đổi phù hợp

Đường dây, máy biến áp và các thiết bị khác không bị quá tải

1.1.2 Ảnh hưởng đến các chỉ tiêu kinh tế-kỹ thuật của hệ thống điện

Tổn thất điện năng chiểm tỉ lệ lớn trong tổng tổn thất của hệ thống bao gồm: tổn

thất lưới truyền tải, phân phối, hạ áp

Do là cầu nối trực tiếp giữa nguồn và khách hàng, do đó LĐPP ảnh hưởng trực

tiếp đến chất lượng điện năng cung cấp cho các hộ tiêu thụ

Vốn đầu tư cho mạng phân phối cũng chiếm tỷ trọng lớn: nếu chia theo tỷ lệ vốn đầu tư theo thống kê cho thấy nếu đầu tư cho mạng cao áp là 1, thì mạng trung áp từ 1,5÷2, hạ áp từ 2÷2,5 lần

Xác suất ngừng cung cấp điện do sự cố, sửa chữa bảo dưỡng theo kế hoạch cải tạo, lắp đặt trạm mới trên lưới điện trung áp cũng nhiều hơn so với lưới truyền tải

Là khu vực khó xác định phương án vận hành hơn so với lưới truyền tải, và là nơi chịu tác động nhiều nhất từ các điều kiện môi trường, thiết bị, nguồn dự phòng,.v.v

1.1.3 Cấu trúc lưới điện

Cấu trúc LĐPP đa dạng, phức tạp Số lượng nút, nhánh rất nhiều do đó việc tính toán các chỉ tiêu kinh tế-kỹ thuật gặp rất nhiều khó khăn, mặc dù trên thực tế đã có khá nhiều phần mềm áp dụng để quản lý kể cả trong khâu kỹ thuật cũng như khâu kinh doanh Lưới điện phát triển nhanh, trải rộng; các hộ phụ tải đa dạng, đan xen

Chế độ vận hành bình thường lưới điện phân phối là vận hành hở Các sơ đồ lưới điện thường gặp là: hình tia, hình tia có nguồn dự phòng (lưới điện kín vận hành hở) Các sơ đồ trên có những ưu điểm như: vận hành đơn giản; trình tự phục hồi lại kết cấu sau sự cố dễ dàng hơn; ít gặp khó khăn trong việc lập kế hoạch cắt điện cục bộ

1.2 Thực trạng & đặc điểm của lưới phân phối của miền Nam

LĐPP của miền Nam giai đoạn hiện nay theo thông tư 39 gồm 3 cấp điện áp (110,35, 22)kV, trong đó lưới 35kV có khối lượng rất nhỏ mà chủ yếu là lưới 22kV Trong những năm gần đây, lưới điện phân phối của nước ta phát triển mạnh, các Công ty Điện lực cũng được phân cấp mạnh về quản lý Chất lượng vận hành của lưới phân phối được nâng cao rõ rệt, tỷ lệ tổn thất điện năng giảm mạnh Tỷ lệ tổn thất trên lưới phân phối tại Tổng công ty Điện lực miền Nam năm 2014 bằng 5,51% đến năm

2015 chỉ còn 5,4% năm 2016 là 4,78% Mặc dù tỷ lệ tổn thất trên lưới điện phân phối

đã giảm đáng kể trong thời gian qua, nhưng mức giảm tổn thất này vẫn còn rất khiêm tốn Như vậy vẫn còn nhiều biện pháp đồng bộ cần thực hiện để đạt được mục tiêu giảm tổn thất trên lưới điện Phân tích các biện pháp giảm tổn thất điện năng cho thấy nếu thực hiện tốt, tổn thất điện năng trên lưới phân phối có thể hạ thấp đáng kể

Đối với miền Nam trong thời gian vừa qua lưới điện 22kV các tỉnh phát triển mạnh

mẽ, nếu không tính khu vực TP.Hồ Chí Minh, lưới 110kV và 22kV khu vực Tổng công ty điện lực Miền Nam hiện đang quản lý là

Trạm biến áp 110kV: 185 (trạm), dung lượng 12.894 (MVA)

Đường dây 110kV: 5.073 (km)

Trạm biến áp phân phối 22kV: dung lượng 12.894 (MVA)

Đường dây trung thế 22kV: 64.575 (km)

Đường dây hạ thế: 84.956 (km)

1.3 Vấn đề về tổn thất điện năng trong lưới phân phối

1.3.1 Các định nghĩa

Tổn thất điện năng (TTĐN) trong hệ thống điện (HTĐ) nói chung là chênh lệch giữa lượng điện năng sản xuất từ nguồn điện và lượng điện năng được tiêu thụ tại phụ tải trong một khoảng thời gian nhất định

Trong thị trường điện, TTĐN trên một lưới điện là sự chênh lệch giữa lượng điện năng đi vào lưới điện (bao gồm từ các nguồn điện và từ các lưới điện lân cận) và lượng điện năng đi ra khỏi lưới điện (bao gồm cấp cho phụ tải của lưới điện đó hoặc đi sang các khu vực lưới điện lân cận) trong một khoảng thời gian nhất định

Khoảng thời gian xác định TTĐN

thường là một ngày, một tháng hoặc một năm

tùy thuộc mục đích hoặc công cụ xác định

Trong đó P(t) là hàm theo thời gian của

tổn thất công suất trên phần tử A là TTĐN

trên phần tử trong thời gian (diện tích giới hạn

bởi P(t) và các trục tọa độ như hình 1.1)

là đánh giá hoặc dự báo TTĐN

Đối với lưới điện phân phối 22kV và hạ thế, các hệ thống thông tin đo lường, giám sát nhìn chung đơn giản, trong khi khối lượng, chủng loại thiết bị đa dạng, nên việc đánh giá chính xác TTĐN khó khăn hơn nhiều

Bởi vì TTĐN trong HTĐ chủ yếu nằm ở lưới điện phân phối, nên yêu cầu xác định TTĐN chủ yếu đặt ra đối với bộ phận lưới này TTĐN trong lưới điện phân phối nhỏ hơn 7% được coi là chấp nhận được Nếu TTĐN trên 10% tức là tỷ lệ TTĐN thương mại là đáng kể, khi đó cần tính toán thành phần TTĐN kỹ thuật để đánh giá mức độ tổn thất thương mại

1.3.3 Thiết bị đo điện năng

Sử dụng thiết bị đo điện năng là một trong những cách để đánh giá TTĐN Thiết

bị đo điện năng thường gọi là công tơ bao gồm công tơ tác dụng (đo kWh) và công tơ phản kháng (đo kVArh) Công tơ liên tục đo điện áp và dòng điện tức thời, tính toán

tích số của hai đại lượng này rồi tích hợp theo thời gian để tính trị số điện năng cần đo Đối với tải nhỏ, trong lưới hạ áp, công tơ có thể lấy trực tiếp dòng điện và điện áp từ mạch cần đo Đối với lưới cao áp, dòng điện phụ tải lớn, công tơ lấy dòng điện và điện

áp từ thứ cấp các máy biến dòng điện và biến điện áp Theo công nghệ chế tạo có hai loạicông tơ bao gồm công tơ cơ điện và công tơ điện tử

1.3.3.1 Công tơ cơ điện:

Cấu trúc cơ bản của một công tơ cơ điện bao gồm ba phần: i mạch vào gồm dòng điện và điện áp, ii cơ cấu cuộn dây dòng, áp và đĩa quay tương tự một động cơ (Hình 2.2) và iii cơ cấu đếm và hiển thị

Công tơ làm việc dựa trên nguyên lý cảm ứng

điện từ Từ trường của cuộn điện áp cảm ứng

tạo ra dòng điện xoáy (Eddy current) trong đĩa

(làm bằng vật liệu không nhiễm từ, nhưng dẫn

điện, thường là nhôm) Dòng điện này tương

tác với từ trường của cuộn dòng điện sinh ra

mô men làm làm đĩa quay Cuộn ngắn mạch

làm tăng mô men quay của đĩa và bù lực cản do

ma sát tại các gối đỡ Nam châm vĩnh cửu sẽ

hãm và duy trì tốc độ quay của đĩa tỷ lệ với

lượng điện năng qua công tơ

Hình 1.2 Cấu trúc nguyên lý của

công tơ điện cơ

Trục quay đĩa sẽ được nối với bộ bánh răng để chuyển thành phép đếm và hiển thị Tổn hao công suất trên cuộn điện áp rất nhỏ, cỡ 2W Tổn hao trên cuộn dòng điện tỷ lệ với dòng điện, nhưng nhìn chung cũng nhỏ, chỉ cỡ vài W Công tơ cơ khí có thể gặp một số sai số như sai số do phụ tải không cân bằng khi dùng công tơ ba pha, sai số do đĩa công tơ tự quay khi chỉ có điện áp đặt vào công tơ và không có tải

1.3.3.2 Công tơ điện tử

Công tơ điện tử, còn gọi là công tơ tĩnh, biến đổi dòng điện và điện áp đo được trên mạch điện thành dạng số, xử lý tín hiệu số để tính toán nhiều đại lượng liên quan khác nhau và hiển thị trên màn dạng LED hoặc LCD Công tơ điện tử tích hợp rất nhiều tính năng cho phép đo đặc điểm tiêu thụ điện của phụ tải như thời gian sử dụng (TOU), công suất cực đại, các tham số dòng điện, điện áp, hệ số cos , ĐTPT,… cũng như lưu trữ và kết nối, đọc số liệu từ xa

Yêu cầu về tổn hao và sai số của công tơ tĩnh, cấp chính xác Class 1 và 2 được quy định bởi tiêu chuẩn IEC 62053-21, 2003 như sau:

Về tổn thất công suất, tổn thất trên mạch áp và mạch dòng khi nối trực tiếp với mạch sơ cấp hoặc nối với mạch thứ cấp của biến dòng điện và biến điện áp trong điều kiện tiêu chuẩn (mất đối xứng điện áp và dòng điện: ±1%, độ lệch tần số: ±0,3%, tổng

độ biến dạng sóng (TDH) dòng và áp: 2%, nhiệt độ 23±2o

C) không vượt quá các giá trị ở Bảng 2.1

Bảng 1.1 Tiêu hao công suất của công tơ

Các mạch Công tơ nối sơ cấp Công tơ nối thứ cấp

Về sai số của công tơ, có nhiều yếu tố ảnh hưởng Bảng 1.2 tóm tắt các qui định

về sai số công tơ theo dòng điện tải trong chế độ xác lập

Bảng 1.2 Sai số cho phép theo dòng điện tải

Dòng điện tải cos Giới hạn sai số % Nối sơ cấp Nối thứ cấp Class 1 Class 2

Công tơ 1 pha

0,05Iđm≤I≤0,1Iđm 0,02IđmBI≤I≤0,05IđmBI 1 ±1,5 ±2,5

0,1Iđm≤I≤1,2Iđm 0,05IđmBI≤I≤1,2IđmBI 1 ±1 ±2

0,1Iđm≤I≤0,2Iđm 0,05IđmBI≤I≤0,1IđmBI

Công tơ 3 pha

0,1Iđm≤I≤Iđm 0,05IđmBI≤I≤IđmBI 1 ±2 ±3

0,2Iđm≤I≤Iđm 0,1IđmBI≤I≤IđmBI 0,5 ±2 ±3

1.3.4 Tổn thất điện năng trong hệ thống điện

1.3.4.1 Tổn thất điện năng các phần tử trong hệ thống điện

Tất cả các phần tử tham gia tải trực tiếp dòng điện trong HTĐ đều có TTĐN do phát nhiệt trên điện trở của phần tử đó Các phần tử có tổn thất do phát nhiệt trên HTĐ bao gồm: Tất cả các phần tử tham gia tải trực tiếp dòng điện trong HTĐ đều có TTĐN do phát nhiệt trên điện trở của phần tử đó, bao gồm:

Điện trở của các đường dây tải điện, dây dẫn pha, dây trung tính, dây chống sét

và dây nối đất Dây trung tính sẽ gây tổn thất nếu tồn tại dòng trên dây trung tính Dây chống sét nằm trong điện từ trường của dây dẫn pha nên cũng có xuất hiện dòng điện cảm ứng và tổn hao trên điện trở dây chống sét và điện trở nối đất

Điện trở dây quấn trong các MBA lực

Điện trở dây quấn của các máy điện quay (máy phát điện, động cơ điện…)

Điện trở tiếp xúc của các tiếp điểm trong các thiết bị đóng cắt mạch điện

Điện trở tiếp xúc của các mối nối trong mạch điện

Các điện trở nhỏ khác như thanh góp, cuộn dây các biến áp đo lường, các mạch

tụ bù CSPK, cuộn dây kháng điện, điện trở trên các mạch bán dẫn…

Trong các phần tử trên đây trong HTĐ, các phần tử chiếm tỷ lệ TTĐN lớn nhất là đường dây và MBA Các phần tử còn lại thường có tổn thất nhỏ nên nếu tính toán TTĐN dựa trên mô phỏng thì thường bỏ qua

1.3.4.2 Tổn thất trong MBA hai cuộn dây

Tổn thất công suất trong MBA

Ngoài các thông số định mức của

máy biến áp: công suất định mức Sđm, điện

áp định mức của 2 cuộn dây U1đm và U2đm

còn có các thông số: Tổn thất không tải Po,

tổn thất công suất tác dụng khi ngắn mạch

PN, dòng điện không tải phần trăm so với

dòng điện định mức Io, điện áp ngắn mạch

phần trăm so với điện áp UN.

Hình 1.3 Sơ đồ thay thế MBA

hai cuộn dây

Máy biến áp hai cuộn dây được thay thế bằng sơ đồ hình với các tham số Rb,

Khi điện áp định mức của lưới ≤ 220kV có thể dùng sơ đồ thay thế MBA hai

Hình 1.4 Sơ đồ thay thế MBA hai cuộn dây khi điện áp ≤ 220kV

Rb jXb

Gb -jBb

So = Po + jQo

Ta chia tổn thất trong máy biến áp thành phần: tổn thất không phụ thuộc tải ∆𝑆̇0 (tổn thất trong lõi thép) và tổn thất phụ thuộc ∆𝑆̇𝐶𝑢 (tổn thất trong các cuộn dây MBA)

∆ =∆0+∆Cu (1.6) Khi đó tổn thất không tải MBA hay tổn thất trong lõi thép là S0 Tổn thất không tải không phụ thuộc vào công suất tải qua MBA, nó chỉ phụ thuộc vào cấu tạo

của MBA Tổn thất không tải được xác định theo các số liệu kỹ thuật của MBA

S0 = P0 + j Q0 (kVA) (1.7)

P0: Tổn thất công suất tác dụng không tải (theo số liệu nhà sản xuất)

Q0: Tổn thất công suất phản kháng không tải

∆𝑄0 = 𝐼0% × 𝑆đ𝑚

100

(1.8)

I0: dòng điện không tải tính theo phần trăm

Thành phần tổn thất phụ thuộc vào công suất tải qua MBA hai cuộn dây hay còn gọi là tổn đồng được xác định như sau:

∆𝑆̇𝐶𝑢 = ∆𝑃𝐶𝑢+ 𝑗∆𝑄𝐶𝑢 (1.9)

∆𝑃𝐶𝑢 = 3𝐼2 × 𝑅𝑏 = 𝑃2𝑈+𝑄22× 𝑅𝑏 = 𝑃𝑁 × (𝑆đ𝑚𝑆 )2 (1.10) ∆𝑄𝐶𝑢 = 3𝐼2 × 𝑋𝑏 = 𝑃2+𝑃𝑄2

𝑈 2 × 𝑋𝑏 = 𝑈𝑁 𝑆2

Trong đó:

S : Công suất tải của MBA đơn vị là VA, kVA, MVA

Sđm : Công suất định mức của MBA đơn vị là VAr, kVAr, MVAr

Tổn thất điện năng trong MBA hai cuộn dây

Tương tự như tổn thất công suất trong MBA thì tổn thất điện năng trong MBA cũng gồm hai thành phần đó là phần không phụ thuộc vào tải xác định theo thời gian

làm việc của MBA và phần phụ thuộc vào tải xác định theo đồ thị phụ tải

Tổn thất điện năng 1 năm trong MBA tính theo công thức sau:

∆𝐴𝐵 = ∆𝑃0× 𝑇𝑏+ ∆𝑃𝑚𝑎𝑥× 𝜏 = ∆𝑃0× 𝑇𝑏+ ∆𝑃𝑁𝑆𝑚𝑎𝑥2

𝑆đ𝑚2 (1.14)

Trong đó:

Tb : Thời gian vận hành trong năm của MBA 8760 h

Smax: Phụ tải cực đại của MBA

= ( 0,124 + Tmax.10-4)2.8760 ( giờ)

Xác định tổn thất trên đường dây:

Sơ đồ thay thế đường dây

Mạng điện phân phối thường vận hành hở và có điện áp ≤ 35kV Ở lưới điện phân phối khi phân tích và tính toán chế độ thường không tính:

1 Tổng dẫn Y của đường dây

2 Thành phần ngang của điện áp giáng

3 Tổn thất công suất khi xác định các dòng công xuất

4 Sự khác nhau của điện áp nút khi xác định tổn thất công suất và điện áp trong mạng Khi đó, sơ đồ thay thế đối với lưới điện phận phối (điện áp ≤ 35kV) như sau

Hình 1.5 Sơ đồ thay thế đường dây lưới điện phân phối

Xét mạng phân phối có sơ đồ thay thế như hình 1.7

Hình 1.6 Sơ đồ thay thế hai đoạn đường dây và hai phụ tải

Biết công suất các phụ tải 𝑆̇2, 𝑆̇3, tổng trở các đoạn đường dây

𝑍̇12= 𝑅12+ 𝑗𝑋12, 𝑍̇23 = 𝑅23+ 𝑗𝑋23, điện áp đầu đường dây 𝑈̇1

Công suất chạy trên các đoạn đường dây được xác định như sau:

S23 = S3, S12 = S2 + S3 (1.15) Đồng thời công suất tác dụng và công suất phản kháng chạy trên các đoạn đường dây:

P23 = P3, P12 = P2 + P3

Q23 = Q3, Q12 = Q2 + Q3 (1.16) Khi đó tổn thất công suất, tổn thất điện áp, tổn thất điện năng được xác định như sau

Tổn thất công suất trên đường dây

Tổn thất công suất trên đường dây với hai phụ tải có sơ đồ thay thế như hình 1.5 được xác định bởi công thức:

∆𝑆̇ = ∆𝑆̇12+ ∆𝑆̇23 = (𝑆12

𝑈đ𝑚)2𝑍12+ (𝑆23

𝑈đ𝑚)2𝑍23 (1.17) Trong đó: Z12 và Z23 lần lượt là tổng trở trên các đoạn đường dây từ 1÷2 và 2÷3 được xác định theo công thức (1.18) và (1.19)

r012, r023 lần lượt là điện trở đơn vị của đường dây 1÷2, 2÷3 ( /km)

x012, x023 lần lượt là điện kháng đơn vị của đường dây 1÷2, 2÷3 ( /km)

L12, L23 lần lượt là chiều dài đoạn đường dây 1÷2, 2÷3 (km)

Tổn thất công suất trên đường dây có n phụ tải được xác định bởi công thức (1.20)

S = S1 + S2 + S3 + + Sn (1.20)

∆𝑆𝑖 = 𝑃𝑖 + 𝑗 𝑄𝑖 = 𝑃𝑖2+𝑄𝑖2

𝑈đ𝑚2 𝑅 + 𝑗𝑃𝑖2+𝑄𝑖2

𝑈đ𝑚2 𝑋 (1.21)

Tổn thất điện áp trên đường dây

Xét sơ đồ thay thế đường dây như hình 1.6

Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây 23 là:

∆𝑈23 =𝑃23𝑅23+ 𝑄23𝑋23

𝑈đ𝑚 (1.22) Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây 12 là

∆𝑈12 =𝑃12𝑅12+ 𝑄12𝑋12

𝑈đ𝑚 (1.23) Tổn thất điện áp trong mạng điện hình 1.6 bằng

U = U12 + U23 = 𝑃12𝑅12+𝑄12𝑋12

𝑈đ𝑚 +𝑃23𝑅23+𝑄23𝑋23

𝑈đ𝑚 (1.24) Trường hợp tổng quát: tổn thất điện áp lớn nhất trong mạng điện

Ui : Tổn thất điện áp trên đoạn thứ i

m : Số lượng đoạn đường dây

Pi, Qi : Công suất tác dụng và công suất phản kháng trên đoạn dây thứ i

Ri, Xi : Điện trở và điện kháng trên đoạn dây thứ i

1.4 Phân loại ttđn và các nguyên nhân gây TTĐN

1.4.1 Bản chất của tổn thất điện năng

Tổn thất điện năng trên hệ thống điện là lượng điện năng tiêu hoá cho quá trình truyền tải và phân phối điện từ thanh cái các nhà máy điện qua hệ thống lưới điện truyền tải, lưới điện phân phối đến các hộ sử dụng điện Chính vì vậy, tổn thất điện năng còn được định nghĩa là điện năng dùng để truyền tải, phân phối điện và là một

trong những chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của ngành Điện

Việc nghiên cứu, áp dụng các giải pháp mới để giảm tỷ lệ tổn thất điện năng xuống mức hợp lý đã và đang là mục tiêu của ngành Điện tất cả các nước, đặc biệt trong bối cảnh hệ thống đang mất cân đối về lượng cung cầu điện năng như nước ta hiện nay Tỷ lệ tổn thất điện năng phụ thuộc vào đặc tính của mạch điện, lượng điện truyền tải, khả năng cung cấp của hệ thống và công tác quản lý vận hành hệ thống điện Tổn thất điện năng được phân chia thành hai loại cơ bản là tổn thất kỹ thuật và tổn thất thương mại

1.4.2 Tổn thất kỹ thuật

Điện năng được sản xuất ra từ các nhà máy điện, muốn tải đến các hộ tiêu thụ điện phải qua hệ thống lưới điện cao áp, trung áp, xuống hạ áp, (hệ thống bao gồm các máy biến áp, đường dây và các thiết bị điện khác) Trong quá trình truyền tải đó, dòng điện tiêu hao một lượng nhất định khi qua máy biến áp, qua điện trở dây dẫn và mối nối tiếp xúc làm phát nóng dây, qua các thiết bị điện, thiết bị đo lường, công tơ điện, vận hành không đối xứng, co thấp gây tổn thất điện năng Vì thế mà tổn thất điện năng còn được định nghĩa là điện năng dùng để truyền tải và phân phối điện

Đó chính là tổn thất điện năng kỹ thuật và xảy ra tất yếu trong quá trình truyền tải điện từ nhà máy phát qua hệ thống lưới điện cao hạ áp đến các hộ sử dụng điện Mức độ tổn thất điện năng kỹ thuật lớn hay nhỏ tùy thuộc vào cấu trúc lưới điện, chất lượng thiết bị, chất lượng đường dây tải điện và phương thức vận hành hệ thống điện

1.4.3 Tổn thất thương mại:

Tổn thất điện năng thương mại hay còn gọi là tổn thất điện năng phi kỹ thuật không định lượng được song cũng có tác động không nhỏ đến hệ thống, làm gia tăng

tỷ lệ tổn thất điện năng chung Nguyên nhân gây ra tổn thất điện năng thương mại là

do tình trạng vi phạm trong sử dụng điện như: Lấy cắp điện dưới nhiều hình thức (câu móc điện trực tiếp, tác động làm sai lệch mạch đo đếm điện năng, gây hư hỏng, chết cháy công tơ ); do chủ quan của người quản lý khi công tơ hỏng không thay thế kịp thời, bỏ sót hoặc ghi sai chỉ số; do không thực hiện đúng chu kỳ kiểm định và thay thế công tơ định kỳ theo quy định của Nhà nước

1.4.4 Các nguyên nhân gây tổn thất điện năng

Trong vận hành lưới điện phân phối các nguyên nhân gây ra TTĐN 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

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

Non tải máy biến áp: Máy biến áp vận hành non tải hoặc không tải tổn hao không tải lớn 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 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

Tổn thất do thiết bị cũ, lạc hậu: các máy biến áp, thiết bị cũ thường có hiệu xuất thấp và TTĐN cao

Nối đất không tốt: đối với lưới điện có hệ thống nối đất trực tiếp, nối đất lặp lại TTĐN sẽ tăng cao nếu nối đất không đảm bảo đúng tiêu chuẩn quy định

Tổn thất dòng rò: sứ cách điện, chống sét van và các thiết bị không được kiểm tra bảo dưỡng hợp lý dẫn đến dòng rò, phóng điện qua cách điện gây TTĐN

Hành lang tuyến không đảm bảo: việc phát quang hành lang tuyến không thực hiện tốt, cây mọc chạm đường dây trần gây dòng rò hoặc sự cố cũng là nguyên nhân gây TTĐN cao

Điện áp thấp dưới giới hạn cho phép: do tiết diện dây không đảm bảo, bán kính cấp điện không hợp lý hoặc do các nấc phân áp của máy biến áp không được điều chỉnh kịp thời Với cùng một công suất cấp cho tải, điện áp thấp sẽ làm tăng dòng điện phải truyền tải và làm tăng TTĐN

Điện áp xấu: lệch pha điện áp, điện áp không đối xứng, méo sóng điện áp do các thành phần sóng hài bậc cao…các thành phần dòng điện thứ tự nghịch, thứ tự không

và các thành phần sóng hài bậc cao sẽ gây ra những tổn thất phụ, làm phát nóng máy biến áp, đường dây và tăng TTĐN

Hiện tượng quá bù, vị trí và dung lượng bù không hợp lý: dẫn đến tăng TTĐN Phương thức vận hành: tính toán phương thức vận hành chưa hợp lý dẫn đến tổn thất điện năng cao Để xảy ra sự cố dẫn đến tổn thất điện năng cao Để xảy ra sự cố dẫn đến phải vận hành phương thất bất lợi dẫn đến TTĐN cao

Phân bố công suất không hợp lý trên lưới điện: sẽ làm tăng TTĐN của lưới điện Phụ tải thay đổi liên tục theo ĐTPT trong quá trình sử dụng điện Ứng với mỗi trạng thái phụ tải HTĐ, có thể thay đổi trạng thái của các thiết bị đóng cắt trên lưới điện để đạt được một dạng sơ đồ lưới điện cho tổn thất công suất thấp nhất Có nhiều công cụ (chẳng hạn tối ưu hoá trào lưu công suất, tối ưu hoá tái cấu trúc lưới điện) cho phép phân tích, tối ưu hoá vận hành lưới điện Tuy vậy, nếu không áp dụng thì có thể ứng với một trạng thái phụ tải, cấu trúc lưới cho một trị số tổn thất chưa phải nhỏ nhất Trường hợp đơn giản là vận hành kinh tế trạm biến áp với trên một MBA

Chế độ cung cấp công suất phản kháng không hợp lý: Đối với các phụ tải tiêu thụ nhiều công suất phản kháng (CSPK), việc quản lý vận hành các thiết bị dùng điện không hợp lý có thể dẫn đến hệ số công suất cos thấp, nhu cầu CSPK lớn tác động lên lưới cung cấp điện cho phụ tải làm tăng TTĐN trên lưới điện

Để điện áp vận hành giảm thấp dẫn đến tăng TTĐN Cũng do phụ tải luôn thay đổi nên trong giai đoạn phụ tải cực đại, nếu không có giải pháp điều chỉnh điện áp hiệu quả sẽ làm điện áp giảm thấp ở các vị trí xa nguồn

1.5 Các phương pháp xác định tổn thất điện năng

Hai nhóm phương pháp chính để xác định TTĐN là đo lường và tính toán mô phỏng Các phương pháp dựa trên đo lường nhìn chung cho kết quả tin cậy hơn, nhưng đòi hỏi một hệ thống đo lường đủ mạnh Hơn nữa, phương pháp này khó phân biệt được tổn thất kỹ thuật và tổn thất thương mại Các phương pháp thông qua tính toán mô phỏng

có thể cho phép đánh giá tổn thất đối với mọi phần tử trên lưới điện, tuy nhiên độ chính xác nhìn chung không cao và phụ thuộc rất nhiều vào số liệu ban đầu về lưới điện và phụ tải Tùy theo mục tiêu tính TTĐN cũng như các nguyên nhân gây ra TTĐN, có thể có nhiều phương pháp mô phỏng và tính toán khác nhau, yêu cầu mức

độ đầy đủ về số liệu khác nhau và do đó cho độ chính xác tương ứng của kết quả tính toán TTĐN Sau đây sẽ lần lượt phân tích từng phương pháp tính toán TTĐN

1.5.1 Xác định tổn thất điện năng theo phương pháp đo lường [1]

Nhóm phương pháp này sử dụng thiết bị đo trực tiếp điện năng hoặc các đại lượng liên quan để tính ra điện năng chạy qua tất cả các phần tử tải điện gây tổn hao trên HTĐ

1.5.1.1 Phương pháp dùng công tơ đo điện năng:

Theo phương pháp này, công tơ đo điện năng được đặt giữa hai đầu vào ra các phần tử (Hình 1.8) hoặc giữa các điểm kết nối vào ra một khu vực lưới điện nhất định (Hình 1.9)

Hình 1.7 Đo điện năng vào ra các phần tử

Hình 1.8 Đo điện năng vào ra một lưới điện

TTĐN được xác định như sau:

- Đối với cách đo theo từng phần tử, từ lượng điện năng đo được ở các vị trí vào Avào

và ra Ara, TTĐN được tính đơn giản như sau:

A = Avào – Ara (1.26) Đối với một khu vực lưới điện như Hình 2.8, TTĐN được tính như sau:

i ng i j nh j k g k h t h (1.27) Trong đó:

Ang , Anh : Điện năng nhận từ Nng nguồn và tại Nnh điểm liên kết HTĐ;

Ag , At : Điện năng giao tại Ng điểm liên kết HTĐ và tại Nt phụ tải (trong khu

vực lưới đang xét TTĐN)

Những đặc điểm chính của phương pháp này bao gồm:

- Việc đo điện năng tại các điểm đo phải thực hiện cho cùng một chu kỳ thời gian đồng bộ trên toàn bộ các mạch vào ra của lưới điện đang xét Muốn vậy các thiết bị đo cần được kết nối cũng như phải có khả năng lưu trữ số liệu trong một thời gian nhất định để kiểm soát tính đồng bộ của các giá trị đo Điều này chỉ thực hiện được khi dùng các công tơ điện tử

- Kết quả đánh giá TTĐN trên HTĐ bao gồm cả TTĐN kỹ thuật và TTĐN thương mại Đối với lưới truyền tải, khả năng xảy ra tổn thất thương mại thấp nên TTĐN đo được là TTĐN kỹ thuật Đối với lưới phân phối điện, đặc biệt là lưới hạ áp, nơi có tỷ

lệ tổn thất thương mại cao, phương pháp này không phân định rõ được tổn thất kỹ thuật và tổn thất thương mại

1.5.1.2 Xác định tổn thất điện năng dựa trên mô phỏng [1]

Các vấn đề chung:

Mặc dù cho kết quả khá chính xác, nhưng việc xác định TTĐN theo phương pháp đo lường ở cấp 22kV và 0,4kV trên thực tế rất khó thực hiện do đòi hỏi thông tin rất chi tiết liên quan đến TTĐN từ các hệ thống đo lường, giám sát Khi xét một khu vực lưới điện rộng, lượng thông tin sẽ rất lớn và cần đầu tư lớn cho hệ thống đo lường,

giám sát Với các mục đích nghiên cứu không yêu cầu kết quả đánh giá với độ chính xác cao, việc đánh giá TTĐN có thể dựa trên mô phỏng và tính toán giải tích HTĐ

Có nhiều nguyên nhân gây TTĐN như đã nêu, tuy nhiên không có phương pháp mô phỏng nào đồng thời đánh giá TTĐN do nhiều nguyên nhân Các phương pháp thường được áp dụng riêng với từng nguyên nhân sinh ra TTĐN Bởi vậy, khi đánh giá TTĐN trong HTĐ, để kết quả đánh giá có ý nghĩa, cần chọn phương pháp mô phỏng để đánh giá TTĐN do các nguyên nhân gây ra TTĐN lớn nhất trên HTĐ Với chức năng chính của HTĐ là truyền tải và phân phối điện năng với dòng điện và điện áp xoay chiều, ba pha, ở tần số cơ bản (50, 60Hz), thành phần TTĐN chính trên HTĐ được tính toán theo các phương pháp sau:

Tính toán tổn thất điện năng theo đồ thị phụ tải điển hình:

Phương pháp này đánh giá TTĐN dựa trên những trạng thái vận hành xác lập điển hình của một khu vực lưới điện nhất định

Các giả thiết tính toán:

Đối với lưới điện, giả thiết lưới điện chỉ vận hành ở một vài trạng thái xác lập điển hình Ứng với mỗi trạng thái, giả thiết có đầy đủ số liệu về sơ đồ lưới điện, thông

số các phần tử trên lưới

Đối với nguồn và phụ tải, giả thiết biết được số liệu ĐTPT điển hình của tất cả các mạch vào ra khỏi lưới điện (Hình 1.9) ĐTPT này là số liệu ghi được của phụ tải trong quá khứ

Hình 1.9 Lưới điện với các điểm đo ĐTPT điển hình

Từ giả thiết có thể thấy rằng đối với lưới phân phối, nhìn chung sơ đồ lưới điện và ĐTPT ít thay đổi khi xét trong một phạm vi lưới đủ nhỏ (một lộ đường dây trung áp hoặc hạ áp), do đó phương pháp này được trình bày cho đánh giá TTĐN trong lưới phân phối với cấu trúc một nguồn cấp Hình 1.10 mô tả một sơ đồ điển hình của một lưới điện trung áp, một nguồn cấp, trong đó số liệu ĐTPT của các mạch vào Png(t),

Qng(t) (nguồn từ TBATG) và ra Pt(t), Qt(t), Pg(t), Qg(t) (phụ tải thứ cấp các TBAPP và truyền sang lưới lân cận) Hai cách tính toán TTĐN cho lưới điển hình này như sau:

a Tính toán tổn thất điện năng theo đồ thị phụ tải điển hình của các nút tải:

nL và nB : Số nhánh đường dây và số nhánh MBA trên lưới phân phối đang xét;

ALi: TTĐN của phần tử đường dây i được xác định tương tự (2.33) với giả thiết

Uk = Uđm

ALi 2i m1( 12 12 )

k đm

R

P Q t

U (1.29)

Ri : Điện trở của đường dây i

Pik và Qik : Công suất tác dụng và công suất phản kháng (CSPK) chạy trên đường dây i được tính từ tính toán chế độ xác lập của lưới điện trong khoảng thời gian tk của

P

P Q t

P Nj : Tổn thất ngắn mạch của MBA j S đmBj : Công suất định mức của MBA j;

Pjk và Qjk : Công suất tác dụng và CSPK chạy qua MBA j được tính từ tính toán chế

độ xác lập của lưới điện trong khoảng thời gian tk của ĐTPT;

A0Bj : TTĐN không tải của phần tử MBA j được xác định như sau:

P0j : Tổn thất không tải của MBA j

T0j : Thời gian đóng điện của MBA j AOBj= POj. TOj

b Phương pháp tính toán TTĐN dựa trên ĐTPT điển hình của nguồn:

Khi đó ta biết ĐTPT của nguồn Png(t) Ngoài ra, giả thiết ta biết được công suất lớn nhất Ptmax hoặc điện năng tiêu thụ At của các nút phụ tải cũng như của nút giao sang lưới lân cận Pgmax hoặc điện năng giao Ag

Phương pháp này chấp nhận một giả thiết quan trong là ĐTPT của các nút phụ tải và

nguồn có dạng giống nhau Ngoài ra, giả thiết hệ số cos của các phụ tải lấy giá trị

trung bình (cos tb) Với các giả thiết này, ĐTPT của các nút tải và nút giao điện được xây dựng như sau:

Nếu biết Ptmax và Qtmax của nút tải, công suất tại thời gian tk của một nút tải nào đó được tính như sau:

ng

P m

Png.k : Công suất nguồn ứng với tk

Nếu biết At tiêu thụ của nút phụ tải thì tính được Ptmax của phụ tải như sau:

max max

t t

A P

T

(1.35)

Trong đó:

Tmax : là thời gian sử dụng công suất lớn nhất của phụ tải

Vì ĐTPT của phụ tải giống ĐTPT nguồn Png(t) nên:

P

(1.36)

Như vậy, quá trình tính toán tổn thất được thực hiện như sau:

Ứng với một thời đoạn tk cuả ĐTPT nguồn điển hình, xác định Ptk và Qtk, Pgk

và Qgk như (1.32) và (1.33) Gọi các giá trị này là xấp xỉ đầu P Q tk n, tk n, ( 1)

P Q n

Tính toán chế độ xác lập của lưới điện để tính công suất cấp từ nguồnPngk n So sánh (Pngk n ) với của ĐTPT nguồn Png(t) và xác định sai số số ( n

ssk

P ) Cuối cùng thực hiện bước hiệu chỉnh lại giá trị công suất các nút phụ tải và nút giao Ptk và

Qtk, Pgk và Qgk Chẳng hạn đối với nút tải h nào đó, việc hiệu chỉnh ở bước lặp

Trong đó: hệ số hiệu chỉnh giá trị công suất các nút phụ tải được xác định theo trọng

số các nút phụ tải như sau:

( )

( )

(1.38)

Lặp lại bước tính toán chế độ xác lập và kiểm tra giá trị sai số PSS cho đến khi đạt sai số chấp nhận cho trước Mục đích của việc hiệu chỉnh nhằm phân phối công suất nguồn điện Png.k cho các nút phụ tải đáp ứng phù hợp với giá trị điện năng và công suất Png.k của nguồn Lưu các giá trị công suất chạy trên các phần tử của sơ đồ ứng với khoảng thời gian tk

Lặp lại quá trình tính toán trên với các thời đoạn tk còn lại của ĐTPT của nguồn,

ta sẽ tính được cho mỗi phần tử của lưới điện một bộ số liệu ĐTPT công suất chạy qua phần tử đó Từ đó tính TTĐN của lưới điện như sau

c Phương pháp tính toán TTĐN theo đường cong tổn thất:

Đường cong tổn thất của một lưới điện là hàm biểu diễn quan hệ giữa tổn thất công suất trên lưới điện với công suất cấp vào lưới điện đó Mục đích xây dựng đường cong tổn thất là để tính toán nhanh TTĐN của một lưới điện theo công

suất cấp cho lưới đó

Do đó, hàm này được xây dựng cho một lưới điện cụ thể Tuy nhiên, việc xây dựng hàm này trong trường hợp tổng quát không có ý nghĩa vì tổn thất công suất phụ thuộc vào rất nhiều yếu tố cả về cấu trúc lưới lẫn đặc điểm tiêu thụ của các phụ tải trong lưới Cùng một công suất cấp cho một lưới điện có thể gây ra tổn

thất công suất của lưới điện rất khác nhau

Tuy vậy, với giả thiết tính toán của

phương pháp tính toán TTĐN dựa trên

ĐTPT điển hình của nguồn (tất cả các

phụ tải có cùng hình dạng ĐTPT với

nguồn), có thể xây dựng được đường

cong tổn thất ứng với một cấu trúc lưới

điện điển hình Khi đó, đường cong tổn

thất được xây dựng bằng cách cho tất cả

các phụ tải trên lưới tăng đều (cùng một

Tính toán tổn thất điện năng theo thời gian tổn thất công suất lớn nhất

Thời gian tổn thất công suất lớn nhất:

max max 0

1 P(t)

T

A

Trong đó : Pmax: Tổn thất công suất lớn nhất

Đối với đường dây có một phụ tải ở cuối đường dây, tương tự (1.31) ta có :

P : Thời gian tổn thất công suất

lớn nhất do công suất tác dụng gây ra,

Q : Thời gian tổn thất công suất

lớn nhất do công suất phản kháng gây

ra, chúng phụ thuộc vào ĐTPT Pt và

Qt của phụ tải Hình 1.13 Tổn thất công suất và TTĐN

1 0

1 0

Nếu giả thiết hình dạng ĐTPT Pt và Qt giống nhau, cũng có nghĩa là cos của phụ tải

không đổi thì Q = P = và có thể viết:

Đối với một lưới điện, trị số thời gian tổn thất công suất lớn nhất của lưới cũng có thể

tính toán theo (1.45) và (1.46) từ ĐTPT điển hình của lưới điện, tuy nhiên cách tính

này có thể gặp sai số lớn vì những thành phần tổn thất không phụ thuộc dòng điện trên

lưới điện Tham số thời gian tổn thất công suất lớn nhất là một đặc trưng cho tổn thất

trong quy hoạch và thiết kế lưới điện Giá trị được tính toán cho các loại ĐTPT có

quy luật biến đổi ổn định, sau đó đưa vào các cẩm nang để sử dụng trong quy hoạch và

thiết kế điện Trị số có thể tra được từ các đặc trưng khác của phụ tải là thời gian sử

dụng công suất lớn nhất Tmax và hệ số công suất cosφ

Khi coi cosφ của phụ tải không đổi (ổn định), giá trị có thể được tính toán thống kê

theo Tmax của ĐTPT, cho dưới dạng bảng 2.3, đường cong hoặc theo công thức kinh

nghiệm và dùng cho các đường dây cấp điện cho phụ tải Một số công thức thường

được áp dụng là:

= ( 0,124 + Tmax.10-4)2.8760 ( giờ) (1.46)

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

Bảng 1.3 Quan hệ giữa T max và .[1]

4000 2500 5500 4000 7000 5900

4500 3000 6000 4600 7500 6600

5000 3500 6500 5200 8000 7400

Với việc tính thời gian tổn thất công suất chỉ dựa vào các đặc trưng thiết kế của phụ tải

như Pmax, Tmax, hệ số cos trên đây, phương pháp tính toán TTĐN theo thời gian tổn

thất công suất lớn nhất chỉ áp dụng được trong công tác quy hoạch và thiết kế khi số

liệu về lưới điện và phụ tải rất thiếu

Tính toán tổn thất điện năng theo hệ số tổn hao:

Một cách khác đánh giá TTĐN là dựa vào hệ số tổn hao, các tham số liên quan gồm:

- Hệ số tổn hao (Load factor): Là tỷ số giữa công suất trung bình trên công suất cực

đại của ĐTPT

max max.

P A LF

P P T (1.47)Trong đó: AT là điện năng cung cấp trong thời gian T

- Hệ số tổn hao (Loss factor): Là tỷ số giữa tổn thất công suất trung bình trên tổn thất

công suất lớn nhất ứng với công suất phụ tải cực đại

AT : là tổn thất điện năng trong thời gian T.

- Quan hệ giữa giữa Tmax , với LF và LsF: Từ định nghĩa LF và LsF có thể suy ra

những mối liên hệ sau:

max

T LF

T (1.49)

LsF

T (1.50)Đối với đường dây một phụ tải

2

2 max max

tbbp

P LsF

- Quan hệ giữa LF và LsF được xây dựng dưới dạng các hàm thực nghiệm dựa trên

tính toán thực nghiệm cho các loại lưới điện và phụ tải khác nhau Nhìn chung, ta có

Một số hàm thực nghiệm hay được sử dụng

LsF = c.LF + (1.c).LF2

Trong đó: c = 0,3 (lưới truyền tải)

c = 0,15 (lưới phân phối),

Trong đó:

Hệ số tổn hao có thể được tính từ các quan hệ thực nghiệm theo hệ số tải (1.55)

Việc tính tổn thất công suất lớn nhất Pmax trên các nhánh của lưới điện cũng có thể thực hiện tương tự như phương pháp tính toán TTĐN theo thời gian tổn thất công suất lớn nhất

1.6 Các biện pháp giảm tổn thất điện năng

TTĐN là vấn đề kinh tế, việc quyết định thực hiện một giải pháp giảm TTĐN dựa trên việc cân nhắc giữa lợi ích thu được nhờ giảm TTĐN và chi phí cho giải pháp

đó Cũng cần lưu ý rằng các giải pháp giảm TTĐN trên HTĐ nhìn chung cũng đồng thời nâng cao các chỉ tiêu kỹ thuật của HTĐ (như khả năng tải, chất lượng điện áp)

Do đó, cũng cần cân nhắc thêm các lợi ích này khi phân tích kinh tế - kỹ thuật một giải pháp giảm TTĐN Tùy theo các nguyên nhân gây ra TTĐN mà có thể thực hiện các giải pháp giảm TTĐN tương ứng Các giải pháp giảm TTĐN có thể được chia thành hai nhóm bao gồm giải pháp liên quan đến thiết kế và chế tạo từng thiết bị điện và giải pháp về quản lý HTĐ

1.6.1 Các giải pháp giảm TTĐN liên quan đến thiết kế và chế tạo thiết bị điện

Hai phần tử tải điện chính gây TTĐN trên HTĐ là đường dây và MBA Sau đây

là các giải pháp liên quan đến thiết kế và chế tạo của các phần tử này

1.6.1.1 Giảm TTĐN trên đường dây:

Trên đường dây tải điện có thể tồn tại cả TTĐN phụ thuộc dòng điện (do điện trở dây dẫn) Giảm điện trở đơn vị của dây dẫn: Để giảm điện trở dây dẫn, có thể có các cách sau liên quan đến việc chế tạo dây dẫn:

Sử dụng vật liệu làm dây dẫn có điện trở đơn vị nhỏ

Tăng tiết diện dây dẫn

Những giải pháp này nhìn chung có chi phí cao Ngoài việc tăng vốn đầu tư dây dẫn, tăng tiết diện dây dẫn còn kéo theo tăng chi phí cho lắp đặt, vận hành Hơn nữa, nhiệm

vụ chính của đường dây là đảm bảo khả năng tải điện mà khả năng tải lại cũng phụ thuộc và tiết diện dây dẫn và vật liệu làm dây dẫn Bởi vậy, áp lực tăng tiết diện dây dẫn hoặc thay dây dẫn làm bởi vật liệu khác chủ yếu là để đáp ứng yêu cầu khả năng tải Giảm TTĐN chỉ là yêu cầu kinh tế kết hợp với yêu cầu kỹ thuật trên đây

1.6.1.2 Giảm TTĐN trong MBA:

Với các loại tổn thất chính trong MBA như đã nêu ở trên, để giảm tổn hao trong lõi thép MBA, giải pháp công nghệ gần đây là thay lõi thép làm bằng vật liệu tôn silic bằng lõi thép vật liệu vô định hình Vật liệu này được chế tạo bằng phương pháp làm đông đặc nhanh hỗn hợp các kim loại đang nóng chảy bao gồm sắt, Bo, Silic, với tốc

độ làm lạnh (106 K/s) và thu được một kim loại rắn có cấu trúc vô định hình với các nguyên tử phân bố ngẫu nhiên, không theo một nguyên tắc nào cả Khi được làm đông đặc nhanh, thép sẽ được kéo với tốc độ 100km/h và cán mỏng 0,02-0,04mm Đây

chính là loại vật liệu tối ưu hóa tính năng từ, giúp giảm từ trễ, giảm dòng điện xoáy nhờ giảm bề dày của vật liệu TTĐN của MBA sẽ giảm trên 75%

1.6.2 Các giải pháp giảm TTĐN trong quản lý vận hành

1.6.2.1 Các giải pháp trong quy hoạch và thiết kế HTĐ:

Đơn vị QLVH cũng tham gia và công tác thiết kế, quy hoạch vì vậy cần góp ý công tác quy hoạch HTĐ là đáp ứng như cầu phát triển của phụ tải một cách tin cậy, an toàn và kinh tế Trong mục tiêu chung đó, TTĐN thường đóng vai trò là một thành phần trong chi phí vận hành HTĐ trong hàm mục tiêu Trong thiết kế HTĐ, vai trò của TTĐN cũng thuộc vào chi phí vận hành liên quan trực tiếp đến thông số các phần

tử trên HTĐ (đường dây và MBA) Mặc dù phương án quy hoạch ứng với cực trị hàm mục tiêu không hoàn toán tương ứng với cực tiểu hoá TTĐN, nhưng nếu xét trên vòng đời vận hành dài của công trình điện thì phương án có TTĐN thấp thường trùng với phương án tối ưu Do đó, phương án tối ưu trong quy hoạch và thiết kế cũng được xem là một giải pháp giảm TTĐN Các giải pháp giảm TTĐN từ khâu quy hoạch bao gồm:

Dự báo chính xác phụ tải (vị trí, công suất)

Khoảng cách cấp điện hợp lý, phụ tải được cấp điện gần nguồn cấp

Chọn điện áp vận hành phù hợp với công suất tải

1.6.2.2 Bù công suất phản kháng trong vận hành HTĐ:[1]

Nhu cầu CSPK trong HTĐ rất lớn mặc dù nó không sinh công Đó là do tác dụng của việc tải và tiêu thụ điện năng xoay chiều Các phụ tải CSPK chính trong HTĐ gồm động cơ điện (70-75%), MBA (20-25%) và các đường dây (khoảng 5%) trong đó nhu cầu CSPK chủ yếu (động cơ điện và các MBA của phụ tải) nằm ở phụ tải của HTĐ như các phụ tải công nghiệp, phụ tải tưới tiêu trong nông nghiệp, phụ tải dịch vụ thương mại (điều hoà), phụ tải giao thông điện Nhu cầu CSPK liên tục thay đổi theo thời gian Để đáp ứng nhu cầu này, có thể cấp CSPK từ phía phụ tải hoặc từ phía HTĐ (phía cung cấp điện)

Bù CSPK do phía phụ tải thực hiện là bù

cưỡng bức theo yêu cầu của bên cung cấp

điện thông qua quản lý hệ số công suất cos

phụ tải Phụ tải được yêu cầu tăng hệ số

và từ việc đặt bù CSPK Có hai loại bù CSPK trên HTĐ:

- Bù kỹ thuật (hay bù cưỡng bức) nhằm đảm bảo cân bằng CSPK trong HTĐ: Bù

kỹ thuật thường đặt tập trung trên lưới truyền tải điện, tại các nút thiếu CSPK (điện áp thấp) hoặc nơi dễ điều chỉnh điện áp

- Bù kinh tế là sự bổ sung cho bù kỹ thuật, thường áp dụng ở lưới phân phối điện khi lợi ích mang lại lớn hơn chi phí cho thiết bị bù Đối với lưới phân phối, lợi ích chính là giảm TTĐN trên lưới điện

Bài toán bù kinh tế để giảm TTĐN trong lưới phân phối điện nhằm xác định vị trí, dung lượng và chế độ làm việc của tụ bù CSPK sao cho hàm mục tiêu nhỏ nhất Hàm mục tiêu là tổng đại số các lợi ích và các chi phí khi đặt thiết bị bù

( )

f B B B B C C f Q Min (1.60)Trong đó:

B A : Lợi ích thu được nhờ giảm TTĐN trên lưới điện đang xét so với khi không đặt bù CSPK, tính theo chi phí biên điện năng cung cấp

B P : Lợi ích thu được do giảm nhu cầu công suất đỉnh nhờ giảm TTĐN, tính theo chi phí biên công suất cung cấp ở thời điểm phụ tải cực đại của HTĐ

BBATG : Lợi ích thu được do trì hoãn đầu tư nâng công suất trạm biến áp trung gian cấp điện cho lưới phân phối

BHT : Lợi ích thu được cho HTĐ cấp tới trạm biến áp trung gian

Cb : Chi phí cho lắp đặt thiết bị bù CSPK

C Ab : Chi phí TTĐN trên thiết bị bù CSPK

Qb : Vector CSPK bù theo các vị trí Qb=(Qb1, Qb2, … Qbm), m: số nút có thể đặt

bù CSPK trên lưới điện

Các ràng buộc chính bao gồm:

Chất lượng điện áp nút Uimin ≤ Ui ≤ Uimax (i=1,m)

Giới hạn công suất bù tại một vị trí Qbimin ≤ Qbi ≤ Qbimax (i=1,m)

Tránh phát ngược CSPK về HTĐ

Bài toán bù trên đây thường rất phức tạp do cấu trúc lưới điện phức tạp, chế độ làm việc của phụ tải thay đổi đa dạng, công suất tụ điện rời rạc, quan hệ giữa giá tụ và CSPK của tụ là phi tuyến… Nên trong thực tế phải chia nhỏ bài toán này và chấp nhận một số giả thiết, giản ước

- Bù CSPK cho đường dây một phụ tải: Tương tự Hình 1.17, vị trí đặt bù tại cuối

đường dây Hàm chi phí chỉ xét B A và Cb

Tổn thất công suất do thành phần Qt gây ra trước và sau khi bù:

I : Suất chiết khấu

n : Số năm của vòng đời sử dụng thiết bị bù CSPK

n

i k

2

( ) /

( )0

Bù CSPK trên đường dây phụ tải phân bố đều: Độ giảm TTĐN lớn nhất khi đặt

bù tại vị trí 1/3 chiều dài từ cuối đường dây

1.6.2.3 Tối ưu hoá tái cấu trúc lưới điện:

Phụ tải liên tục thay đổi là động lực chính của các bài toán kinh tế - kỹ thuật

trong vận hành HTĐ Khi phụ tải thay đổi, trào lưu công suất trên lưới điện cũng sẽ

thay đổi Do đó, ngoài những điều kiện về kỹ thuật phải đảm bảo như cân bằng công suất, đảm bảo khả năng tải, rút ngắn bán kính cấp điện và ổn định điện áp, một yêu cầu đặt ra là phải lựa chọn một phương thức vận hành lưới điện tương ứng một dạng sơ đồ lưới điện sao cho tối ưu

1.6.2.4 Nâng cao chất lượng điện năng:

Để nâng cao chất lượng điện năng trong quản lý vận hành cần phải thực hiện các giải pháp như sau:

Cân bằng pha máy biến áp: Phải định kỳ hàng tháng đo dòng tải từng pha Ia, Ib,

Ic và dòng điện dây trung tính Io để thực hiện cân pha khi dòng điện Io lớn hơn 15% trung bình cộng dòng điện các pha

Hạn chế các thành phần không cân bằng và sóng hài bậc cao: Thực hiện kiểm tra đối với khách hàng gây méo điện áp (các lò hồ quang điện, các phụ tải máy hàn công suất lớn, ) trên lưới điện để có giải pháp khắc phục theo quy định

Kết luận chương 1

Trong quá trình truyền tải và phân phối điện năng từ nơi sản xuất đến nơi tiêu thụ

sẽ gây ra TTĐN kỹ thuật và TTĐN thương mại Việc giảm TTĐN có ý nghĩa rất lớn đối với ngành điện nói riêng và nền kinh tế nói chung Trong nội dung chương 1, ta đã đưa ra các vấn đề về TTĐN và phương pháp xác định TTĐN trên hệ thống điện, phân tích các nguyên nhân gây ra TTĐN để từ đó nghiên cứu và đưa ra các phương pháp giảm TTĐN về mặt lý thuyết Bù kinh tế lưới điện phân phối bằng phương pháp phân tích động theo dòng tiền tệ là một trong những phương pháp giảm TTĐN mang lại hiệu quả cao Phương pháp này xác định dung lượng và vị trí bù tối ưu theo hàm mục tiêu Z, đó là hàm lợi ích thu được khi đặt bù, bao gồm các lợi ích thu được trừ đi các chi phí do đặt bù Tuy nhiên, luận văn không sử dụng phương pháp tính toán tính tổn thất điện năng như trên, luận văn tính toán TTĐN và bù công suất phản kháng bằng phần mềm PSS/ADEPT 5.0 của Tổng công ty Điện lực miền Nam đang áp dụng

CHƯƠNG 2 ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG VÀ TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN DI LINH TỈNH LÂM ĐỒNG

2.1 Tổng quan về điện lực di linh

2.1.1 Sơ lược về vị trí địa lý huyện Di Linh

Huyện Di Linh là một trong 12 huyện trực thuộc tỉnh Lâm Đồng, nằm ở khu vực phía Nam tỉnh Lâm Đồng, cách thành phố Đà Lạt 90km về phía Nam, cách thành phố

Hồ Chí Minh 185km Phía Đông giáp: huyện Đức Trọng, phía Tây giáp: huyện Bảo Lâm, phía Nam giáp: tỉnh Bình Thuận, phía Bắc giáp: huyện Lâm Hà, phía Tây Bắc giáp: tỉnh Đắk Nông Về hành chính: hiện tại huyện Di Linh gồm thị trấn Di Linh và

18 xã: Bảo Thuận, Đinh Lạc, Đinh Trang Hoà, Đinh Trang Thượng, Gia Bắc, Gia Hiệp, Gung Ré, Hoà Bắc, Hoà Nam, Hoà Ninh, Hoà Trung, Liên Đầm, Sơn Điền, Tam

Bố, Tân Châu, Tân Nghĩa, Tân Thượng

2.1.2 Bộ máy tổ chức Điện lực Di Linh

Điện lực huyện Di Linh là đơn vị trực tiếp sản xuất, kinh doanh điện năng, chăm sóc, phát triển khách hàng trên địa bàn huyện Di Linh; Tham mưu cho Công ty Điện lực Lâm Đồng và chính quyền địa phương trong công tác quy hoạch, phát triển lưới điện,

an toàn hành lang lưới điện Điện lực Di Linh có trách nhiệm và quyền hạn sau đây:

Kinh doanh bán điện trên địa bàn được giao quản lý theo đúng quy định

Quản lý, vận hành, sửa chữa hệ thống lưới điện phân phối do Điện lực Di Linh quản lý

Thực hiện các dự án đầu tư xây dựng, sửa chữa, cải tạo, phát triển lưới điện, phát triển khách hàng trên địa bàn quản lý

Tổ chức tuyên truyền, hướng dẫn khách hàng về tiết kiệm điện, an toàn sử dụng điện, an toàn hàng lang lưới điện và sử dụng điện đúng pháp luật

Nắm bắt và dự báo nhu cầu sử dụng điện của khách hàng sử dụng điện trên địa bàn phục vụ quy hoạch, phát triển lưới điện và đảm bảo cung cấp điện

Giải quyết kịp thời thắc mắc, khiếu nại của khách hàng sử dụng điện theo đúng quy định

2.1.3 Cơ cấu tổ chức

Cơ cấu tổ chức của Điện lực Di Linh bao gồm: Ban giám đốc (Giám đốc và 02 Phó giám đốc phụ trách kỹ thuật và kinh doanh), phòng Kế hoạch - Kỹ thuật – Vật tư, phòng kinh doanh, phòng tổng hợp, phòng kế toán và đội quản lý vận hành

Tổng số cán bộ công nhân viên hiện có là 69 người và phân bố như sau:

Ban giám đốc: Giám đốc, Phó Giám đốc: 03 người

Phụ trách công tác an toàn chuyên trách: 01 người (thuộc phòng KHKTVT) Phòng kế hoạch kỹ thuật vật tư: 06 người

Phòng kinh doanh: 38 người

Phòng kế toán: 03 người

Phòng tổng hợp: 06 người

Đội quản lý vận hành đường dây trung thế: 13 người

Chức năng nhiệm vụ của các phòng

2.1.1.1 Phòng kế hoạch kỹ thuật

Tham mưu giúp giám đốc quản lý, kỹ thuật, an toàn bảo hộ lao động, vật tư, chỉ đạo, thực hiện công tác kế hoạch sản xuất, đầu tư xây dựng, phát triển, quy hoạch và chiến lược phát triển của Điện lực

Là đầu mối tổng hợp, xây dựng, lập và trình duyệt phương hướng, mục tiêu, chiến lược phát triển, kế hoạch dài hạn, trung hạn và trong từng thời kỳ của Điện lực

Tổ chức triển khai, quản lý theo dõi việc thực hiện kế hoạch sửa chữa lớn Đầu mối trình duyệt kế hoạch chi phí sản xuất kinh doanh điện năng, sản xuất khác, kế hoạch đầu tư xây dựng, tổng kết và đề xuất các biện pháp nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh và đầu tư xây dựng tại Điện lực

Tham gia giải quyết sự cố, phân tích nguyên nhân sự cố và đề xuất phương án phòng ngừa, khắc phục sự cố lưới điện nhanh nhất Làm đầu mối tham gia điều tra sự

cố lưới điện

Là đầu mối xây dựng, trình và tổ chức thực hiện phương án, giải pháp kỹ thuật để giảm tổn thất điện năng, đảm bảo an toàn thiết bị, lưới điện Tham gia phương án cấp điện đối với khách hàng mua điện bằng trạm biến áp chuyên dùng

Theo dõi, kiểm tra, đôn đốc tiến độ, chất lượng, khối lượng công việc Chủ trì công tác nghiệm thu các công trình sửa chữa

Lập kế hoạch và chương trình thí nghiệm định kỳ các TBA phân phối

2.1.1.2 Phòng tổng hợp

Tiếp nhận thông tin của khách hàng, nhân dân, thông tin từ các cấp có thẩm quyền,

và của khách hàng, kịp thời báo cáo cấp trên nội dung thông báo theo yêu cầu của khách hàng, nhân dân

2.1.1.3 Phòng kinh doanh

Lập kế hoạch tổ chức sản xuất của Điện lực theo sự phát triển sản xuất

Đầu mối tiếp nhận thông tin các thông tin cá nhân, phương tiện thông tin đại chúng tại địa phương giúp giám đốc xây dựng mối quan hệ với chính quyền và nhân dân địa phương

Lập sổ theo dõi công tơ, thiết bị đo đếm thuộc phạm vi phân cấp

Cắt điện truy thu nợ, cấp điện trở lại cho khách hàng đã hoàn nợ Ghi chữ số công

tơ, phạm vi đội quản lý

Tham gia treo, tháo công tơ và thiết bị đo đếm thuộc địa bàn đội sản xuất

2.1.1.4 Phòng kế toán

Quản lý, kiểm tra, hướng dẫn và thực hiện chế độ kế toán - thống kê; Quản lý tài chính, tài sản theo Pháp lệnh của Nhà nước, Điều lệ và quy chế tài chính của Điện lực; Đáp ứng nhu cầu về tài chính cho mọi hoạt động sản xuất kinh doanh của Điện lực theo kế hoạch; bảo toàn và phát triển vốn

Giúp Giám đốc về công tác kế toán thống kê, thông tin kinh tế, các hoạt động liên quan đến quản lý tài chính

Tổ chức hạch toán, thống kê kế toán, phản ánh chính xác, đầy đủ các số liệu, tình hình luân chuyển các loại vốn trong sản xuất kinh doanh của Điện lực

2.1.1.5 Đội quản lý vận hành

Thực hiện, tham mưu công tác quản lý đường dây và trạm, công tác kinh doanh điện năng

Tổ chức điều tra, xử lý sự cố đường dây và trạm do Điện lực quản lý

Tham mưu cho giám đốc về công tác quản lý, lưới điện, đề xuất phương án xử lý

sự cố nhanh, tham gia chương trình giảm tổn thất của Điện lực

Chịu trách nhiệm quản lý toàn bộ thiết bị được lắp đặt trên lưới điện của đội được giao quản lý

Thực hiện công tác sửa chữa thường xuyên và các công việc được giao

2.2 Hiện trạng về lưới điện phân phối và tình hình tổn thất điện năng trên lưới phân phối của huyện di linh

2.2.1 Nguồn cấp điện hiện tại cho huyện Di Linh

Huyện Di Linh nhận điện từ điện lưới Quốc Gia từ trạm biến áp trung gian Di Linh 110/22kV công suất 2x25MVA, qua 4 xuất tuyến 472, 474,476, 478

Hiện tại trên khu vực huyện Di Linh có các nhà máy thủy điện khác nhưng toàn

bộ các nhà máy này được đấu nối vào lưới truyền tải hoặc đấu nối vào thanh cái trạm 110kV để bán điện cho EVN SPC, hiện không có nhà máy đấu nối và lưới trung thế

2.2.2 Tình hình các xuất tuyến 22kV TBA 110/22KV 2x25 MVA Di linh

Trạm 110/22 kV 2x25MVA Di Linh: gồm 4 xuất tuyến cấp điện cho khu vực trung tâm thị trấn và các xã, ở chế độ vận hành bình thường của lưới phân phối huyện Di linh vận hành hở dạng hình tia và dạng xương cá Để tăng cường độ tin cậy lưới điện phân phối của Điện lực Di Linh đã xây dựng hai mạng vòng kín nhưng vận hành hở liên lạc giữa hai xuất tuyến 472 và 476 và tuyến 474 và 476 Vì có xây dựng mạch vòng nên độ tin cậy cung cấp điện tốt hơn nhưng lại gây khó khăn về vấn đề bảo vệ rơle và việc quản lý vận hành Hiện trạng các xuất tuyến cấp điện cho các khu vực trong huyện như sau:

2.2.2.1 Xuất tuyến 472

Cấp điện cho khu vực trung tâm thị trấn và các xã Hòa Bắc, Hòa Nam, Đinh Trang Hòa, Hòa Trung, Hòa Ninh, Đinh Trang Hòa 1, Đinh Trang Hòa 2 Trục chính từ trụ

01 đến trụ 28 dây dẫn AV240+AC120, từ trụ 28 đến trụ 234 dây AC120+AC50, từ trụ

234 đến 283 dây AC185+AC70, các nhánh rẽ chủ yếu dây AC70 và AC-50 Trên tuyến hiện tại có 02 tụ bù tụ thứ nhất đặt tại vị trí 472/175 công suất 300kVAR, tụ bù

tụ thứ nhất đặt tại vị trí 472/266/21 công suất 600kVAR Công suất lúc cao điểm đầu xuất tuyến P max= 5,65 MVA; Pmin=1,63 MVA

Hình 2.1 Biểu đồ phụ tải ngày trung bình đầu xuất tuyến 472

2.2.2.2 Xuất tuyến 474

Tuyến này cấp điện cho khu vực trung tâm các xã Sơn Điền, Gia Bắc, Bảo Thuận, Gung ré đường dây băng qua khu vực đồi núi nên tuyến này hành lang tuyến không đảm bảo thường sự cố cao Đường trục từ trạm trụ số 01 đến trụ 28 dây dẫn AV240+AC120, đường trục từ trụ 474/28 đến 474/28/23/45 (krọt), đường trục từ trụ 474/28 đến 474/28/546 (gia bắc) dây dẫn 3AC70+AC50 Hiện tại trên tuyến không lắp

tụ bù, Công suất lúc cao điểm đầu xuất tuyến: 1 MVA, Smin: 0,1MVA

Hình 2.2 Biểu đồ phụ tải ngày trung bình đầu xuất tuyến 474 (473 cũ)

2.2.2.3 Xuất tuyến 476

Tuyến này cấp điện cho khu vực trung tâm các cấp điện cho khu vực trung tâm thị trấn và các xã Tân Châu, xã Tân Thượng, xã Tân Lâm, Định Trang Thượng và các nhà máy, doanh nghiệp trong xã Đường trục từ thanh cái trạm trung gian đến trụ 476/27 dây dẫn 3AXV 240+95, trục từ 476/16 đến 476/362 dây dẫn 3AC-70+1AC 50, các nhánh rẽ chủ yếu sử dụng dây AC50 Trên tuyến hiện tại có 01 tụ bù công suất 300kvar Công suất lúc cao điểm của tuyến Pmax: 3,417 MVA; Pmin: 1,15 MVA

-1.00 0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

P Q

.000 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 1.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

P Q