ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ KINH TẾ TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC LẠC DƯƠNG, TỈNH LÂM ĐỒNG. LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT, TIẾNG ANH ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ KINH TẾ TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC LẠC DƯƠNG, TỈNH LÂM ĐỒNG Học viên: Phạm Hồng Quảng Chuyên ngành: K

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

PHẠM HỒNG QUẢNG

ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ KINH TẾ TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC

LẠC DƯƠNG, TỈNH LÂM ĐỒNG

Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện

Mã số: 60.52.02.02

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Người hướng dẫn khoa học: TS TRẦN VINH TỊNH

Đà Nẵng - Năm 2018

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi với sự hướng dẫn của TS Trần VinhTịnh

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 Trích dẫn và hình ảnh minh họa được sử dụng từ tài liệu tham khảo

Tác giả luận văn

Phạm Hồng Quảng

TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT, TIẾNG ANH

ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ KINH TẾ TRÊN LƯỚI

ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC LẠC DƯƠNG, TỈNH LÂM ĐỒNG

Học viên: Phạm Hồng Quảng Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: Khóa: K33LĐ Trường Đại học Bách Khoa - ĐHĐN Tóm tắt - Cùng với sự tăng trưởng phụ tải; chất lượng điện năng, độ tin cậy cung cấp điện

cho phụ tải ngày càng được cải thiện do được đầu tư từ nhiều nguồn vốn khác nhau… Tuy nhiên, nguồn vốn được phân bổ có hạn nên chưa đáp ứng được tốc độ phát triển của phụ tải Mặt khác, trong năm năm gần đây, tỷ lệ tổn thất điện năng Công ty Điện lực Lâm Đồng giao Điện lực Lạc Dương giảm trung bình mỗi năm là 0.5%, năm 2017 được giao giảm so với năm 2016 là 0.66% và sẽ tiếp tục giảm trong những năm tiếp theo để hoàn thành lộ trình giảm tổn thất của EVNSPC.Việc nghiên cứu các giải pháp giảm tổn thất công suất, tổn thất điện năng; nâng cao chất lượng điện năng và độ tin cậy cung cấp điện, giảm truyền tải công suất phản kháng trên lưới điện nhằm nâng cao hiệu quả kinh tế là những vấn đề đang được ngành Điện nói chung và Công ty Điện lực Lâm Đồng nói riêng quan tâm hàng đầu Trong luận văn này, tác giả có sử dụng các phần mềm đo ghi từ xa, phần mềm PSS/ADEPT để mô phỏng, đánh giá,phân tích nguyên nhân ảnh hưởng tới hiệu quả kinh tế trên lưới điện, đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế trên ưới điện phân phối Điện lực Lạc Dương, tỉnh Lâm Đồng

Từ khóa: Tổn thất công suất, tổn thất điện năng, đo ghi từ xa, hiệu quả kinh tế

PROPOSING SOLUTIONS FOR ECONOMIC EFFICIENCY IMPROVEMENT IN LAC

DUONG DISTRIBUTION POWER LINES, LAM DONG PROVINCE

ABSTRACT - Along with the growth of power load; the power quality, the reliability of the

power supply to the load are increasingly improved due to the investment from various sources However, Allocation financial is limitted, so that, it cannot satify with the growth speed of load On the other hand, in the last five years, the power losses rate of Lac Duong Power, which is assigned

by Lam Dong power company, has being decreased with an average number is 0,5% per year Year

2017 is assigned lower than 2016 is 0,66% and will continuosly decrease in coming years to complete Power losses reduction schedule of EVNSPC The research of solutions to reduce power losses, improve power quality and reliability of power supply, reduce reactive power transmission

on the grid to improve economic efficiency are the issues that are being considered by the EVN in general and Lam Dong Power Company in particular In this thesis, the author uses Remote meter software, PSS/Adept software to simulate, estimate, analyse all the reasons affect to the economic efficiency of the grid, propose solutions to improve the economic efficiency in the Power distribution area of Lac Duong Power, Lam Dong province

Key-words – Power loss, remote metering, economic efficiency

MỤC LỤC

TRANG BÌA

LỜI CAM ĐOAN

TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT, TIẾNG ANH

MỤC LỤC

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT VÀ KÝ HIỆU

DANH MỤC CÁC BẢNG

DANH MỤC CÁC HÌNH

DANH MỤC CÁC BIỂU ĐỒ

MỞ ĐẦU 1

1 Lý do lựa chọn đề tài: 1

2 Đối tượng và phạm vi, mục đích nghiên cứu: 2

3 Phương pháp nghiên cứu: 2

4 Bố cục của luận văn: 2

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI, TỔN THẤT CÔNG SUẤT VÀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG 4

1.1 Vai trò của lưới điện phân phối 4

1.2 Yêu cầu, đặc điểm của lưới điện phân phối 4

1.2.1 Yêu cầu của lưới điện phân phối 4

1.2.2 Đặc điểm của lưới điện phân phối 4

1.3 Ý nghĩa của vấn đề TTCS và TTĐN 6

1.4 Tổn thất công suất trên lưới điện phân phối 6

1.4.1 Tổn thất công suất trên đường dây: 6

1.4.2 Tổn thất công suất trong MBA: 7

1.5 Tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối 8

1.5.1 Tổn thất điện năng trên đường dây: 8

1.5.2 Tổn thất điện năng trong máy biến áp: 8

1.6 Một số nguyên nhân gây tổn thất điện năng 9

1.6.1 Tổn thất kỹ thuật: 9

1.6.2 Tổn thất phi kỹ thuật: 10

1.7 Các phương pháp xác định tổn thất điện năng 10

1.7.1 Phương pháp xác định TTĐN theo đồ thị phụ tải: 10

1.7.2 Phương pháp thời gian tổn thất công suất lớn nhất: 12

1.7.3 Phương pháp đường cong tổn thất[11] 13

1.7.4 Phương pháp dòng điện trung bình bình phương[10] 15

1.7.5 Phương pháp xác định điện năng tiêu thụ 16

1.7.6 Phương pháp sử dụng phần mềm ứng dụng 16

1.7.7 Phương pháp tính theo quy định của EVN 17

1.8 Độ tin cậy cung cấp điện 17

1.8.1 Các chỉ số về độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối bao gồm:

17

1.8.2 Các chỉ số về độ tin cậy của lưới điện phân phối được tính toán như sau:

18

1.9 Kết luận chương 1: 20

CHƯƠNG 2: GIỚI THIỆU VÀ ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG CÔNG TÁC SẢN XUẤT KINH DOANH CỦA ĐIỆN LỰC LẠC DƯƠNG 21

2.1 Lịch sử hình thành và phát triển huyện Lạc Dương 21

2.2 Giới thiệu về Điện lực Lạc Dương 22

2.3 Hiện trạng về nguồn và lưới điện phân phối 24

2.3.1 Nguồn điện: 24

2.3.2 Thành phần phụ tải: 24

2.3.3 Lưới trung áp: 24

2.3.4 Lưới hạ áp: 25

2.4 Công tác đầu tư cho lưới điện 26

2.5 Giá trị đầu tư cho công tác sửa chữa lưới điện 27

2.6 Phương pháp xác định tổn thất điện năng hiện tại đang áp dụng tại Điện lực 27

2.6.1 Giới thiệu về các phần mềm hỗ trợ: 27

2.6.2 Phương pháp xác định TTĐN lưới điện trung áp: 29

2.6.3 Phương pháp xác định TTĐN lưới điện hạ áp: 30

2.6.4 Phương pháp xác định TTĐN toàn đơn vị: 31

2.7 Tình hình thực hiện nhiệm vụ giảm TTĐN 31

2.7.1 Kết quả thực hiện công tác giảm TTĐN 31

2.7.2 Kết quả thực hiện TTĐN của Điện lực theo phương pháp tính của EVN:

32

2.7.3 Kết quả mô phỏng tính toán TTĐN của Điện lực bằng phần mềm 33

2.8 Kết quả thực hiện chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện 36

CHƯƠNG 3: PHÂN TÍCH CÁC YẾU TỐ ẢNH HƯỞNG, ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ KINH TẾ LƯỚI ĐIỆN 38

3.1 Phân tích TTĐN trên đường dây trung áp tuyến 471: 38

3.1.1 Ảnh hưởng của NMTĐ Đạ khai đến TTĐN 38

3.1.2 Ảnh hưởng của dây dẫn 43

3.1.3 Ảnh hưởng của CSPK truyền tải trên lưới 45

3.2 Phân tích nguyên nhân gây TTĐN hạ áp trên xuất tuyến 478/110kV SV: 52

3.2.1 Tổn thất điện năng do dòng Io gây ra: 52

3.2.2 Xác định tổn thất điện áp trên đường dây có phụ tải 3 pha không cân bằng 55

3.3 Ảnh hưởng của bù công suất phản kháng tới TTĐN 57

3.3.1 Giới thiệu chung: 57

3.3.2 Vị trí lắp đặt tụ: 59

3.3.3 Lựa chọn dung lượng tụ bù: 63

3.3.4 Điều chỉnh dung lượng bù: 63

3.3.5 Điều chỉnh điện áp: 64

3.3.6 Xác định dung lượng bù tối ưu phía hạ áp 64

3.4 Kết luận: 66

CHƯƠNG 4: ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ KINH TẾ VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN 68

4.1 Các giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế 68

4.1.1 Giải pháp tổ chức 68

4.1.2 Các giải pháp kinh doanh 69

4.1.3 Các giải pháp đầu tư 71

4.1.4 Các giải pháp kỹ thuật 71

4.1.5 Đánh giá hiệu quả 72

4.1.6 Phân tích kinh tế tài chính 73

4.2 Kết luận chương 4: 77 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 78 TÀI LIỆU THAM KHẢO 80 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

- EVN: Tập đoàn Điện lực Việt Nam

- EVNSPC: Tổng Công ty Điện lực miền Nam

- PCLĐ: Công ty Điện lực Lâm Đồng

- LĐPP: Lưới điện phân phối

- MBA: Máy biến áp

- TBA : Trạm biến áp

- QLVH: Quản lý vận hành

- QLKD: Quản lý kinh doanh

- SXKD: Sản xuất kinh doanh

- ΔA: Tổn thất điện năng

- ΔP: Tổn thất công suất tác dụng

- ΔQ: Tổn thất công suất phản kháng

- GIS: Phần mềm quản lý kỹ thuật lưới điện phân phối

- LĐHA: Lưới điện hạ áp

- LĐTA: Lưới điện trung áp

- CTPĐ: Công ty phát điện

- CTLĐCT: Công ty lưới điện cao thế

DANH MỤC CÁC BẢNG

Số

2.4 Tốc độ tăng trưởng (đường dây, trạm biến áp) 26 2.5 Vốn đầu tư trong các năm từ năm 2011-2016 26 2.6 Vốn sửa chữa liện trong các năm từ năm 2011-2016 27

2.10 Kết quả thực hiện TTĐN lũy kế đến hết tháng 12/2017 33

2.13 Lũy kế thực hiện độ tin cậy cung cấp điện 12 tháng năm 2016 36

2.14 Lũy kế thực hiện độ tin cậy cung cấp điện đến hết tháng 10 năm

3.2 Bảng kết quả tính TTĐN các chế độ phát: 39 3.3 Kết quả xác định TTĐN khi NM phát 8,1MW 42 3.4 Kết quả xác định TTĐN khi NM phát 5,4MW 43 3.5 Kết quả xác định TTĐN khi NM phát 2,7MW 43 3.6 Thông số vận hành các điểm nút phụ tải 44 3.7 Kết quả xác định TTĐN khi NM phát 8,1MW 45 3.8 Kết quả xác định TTĐN khi NM phát 5,4MW 45 3.9 Bảng tổng hợp kết quả TTĐN chế độ vận hành hiện hữu và sau

khi tăng cường tiết điện dây dẫn từ 2xAC 70mm2 – AC185mm2 45

3.10 Thông số truy xuất từ chương trình đo ghi xa (PL 11,12,13,14 -

Số

4.1 TTĐN trước và sau khi thực hiện giải pháp: 72

DANH MỤC CÁC HÌNH

Số

1.2 Sơ đồ hệ thống phân phối mạch vòng 5

1.4 Xác định TTĐN bằng đường cong tổn thất 15 3.1 Đặc tính vận hành của máy phát điện 47

3.2 Tổ hợp tụ điện và kháng điện có điều khiển bằng

DANH MỤC CÁC BIỂU ĐỒ

2.6 Biểu đồ phụ tải tuyến 472 Suối Vàng 35 3.1 Biểu đồ phụ tải NMTĐ Đạ khai phát 3 tổ máy 42 3.2 Biểu đồ phụ tải NMTĐ phát 2 tổ máy 42

3.4 Biểu đồ CSPK sau trước và sau khi lắp đặt kháng

MỞ ĐẦU

1 Lý do lựa chọn đề tài:

Khi truyền tải điện năng từ thanh cái các nhà máy điện đến các hộ dùng điện, phải qua các đường dây truyền tải, phân phối và các trạm biến áp Một phần điện năng bị tiêu hao do đốt nóng dây dẫn, tạo ra các trường điện từ và các hiệu ứng khác, phần tiêu hao đó gọi là tổn thất điện năng Giảm tổn thất điện năng làm giảm nhiên liệu tiêu hao trong quá trình sản xuất điện, giảm chi phí xây dựng nguồn, lưới góp phần làm giảm giá thành bán điện cho phụ tải[2]

Trong bối cảnh hiện nay, nguồn năng lượng không tái tạo ngày càng cạn kiệt, vấn đề thiếu điện vào mùa khô, tăng giá điện đang được xã hội quan tâm một cách sâu sắ[2] Để giải quyết vấn đề này, đáp ứng đủ nguồn điện cho sự phát triển kinh tế

- xã hội đòi hỏi ngành Điện phải có các giải pháp thiết thực đầu tư nguồn, lưới để cung cấp cho phụ tải Bên cạnh đó, ngành Điện đang tích cực thực hiện thực hiện nhiều biện pháp để giảm TTCS và TTĐN, nâng cao chất lượng điện năng, độ tin cậy cung cấp điện phục vụ khách hàng

Việc nghiên cứu các giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế là những vấn đề đang được ngành Điện nói chung và Công ty Điện lực Lâm Đồng nói riêng quan tâm, đầu tư Giảm tổn thất điện năng, giảm truyền tải CSPK truyền tải trên lưới điện nhằm nâng cao hiệu quả kinh tế được Công ty Điện lực Lâm Đồng quan tâm hàng đầu

Trong những năm gần đây, trên địa bàn huyện Lạc Dương nhiều khu nông nghiệp công nghệ cao phát triển, các khu dân cư mới được hình thành…, tốc độ phát triển phụ tải trong các năm qua trên toàn Điện lực tăng trưởng đạt trên 10% Cùng với mức tăng trưởng phụ tải, chất lượng điện năng, độ tin cậy cung cấp điện cho phụ tải ngày càng được cải thiện do được đầu tư từ nhiều nguồn khác nhau… Tuy nhiên, nguồn vốn được phân bổ có hạn nên chưa đáp ứng được tốc độ phát triển của phụ tải Trong năm năm gần đây, tỷ lệ tổn thất điện năng Công ty Điện lực Lâm Đồng giao cho đơn vị giảm trung bình mỗi năm là 0.5%, năm 2017 được giao giảm so với năm 2016 là 0.66% và sẽ tiếp tục giảm trong những năm tiếp theo để hoàn thành lộ trình giảm tổn thất của EVNSPC

Phát tuyến 471 trạm 110kV Đà lạt 2 có bán kính cấp điện dài khoảng 40km, sử dụng dây dẫn (2 x AC70mm2) cấp điện cho các xã Đạ Sar, Đạ Nhim, Đạ Chais huyện Lạc Dương Nhà máy thủy Điện Đạ Khai có công suất 8,1MW đấu nối vào tuyến đường dây này tại vị vị trí trụ số 471/332, hàng tháng truyền tải ra trạm 110kV Đà Lạt 2 từ 3-3,5 triệu kWh, đã gây ra lượng TTĐN khoảng 2 triệu kWh mỗi năm Khi nhà máy này phát Pmax = 8,1MW đã nhận từ lưới trạm 110kV Đà Lạt

2 một lượng Qmax ≈2,4MVAr; trung bình một MW phát ra, nhà máy tiêu thụ 1/3 MVAr, đây cũng là nỗi trăn trở của đơn vị trong nhiều năm qua

Xuất phát từ các lý do nêu trên, tôi chọn đề tài “ Đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế trên lưới điện phân phối Điện lực Lạc Dương, tỉnh Lâm Đồng” để thực hiện

2 Đối tượng và phạm vi, mục đích nghiên cứu:

2.1 Đối tượng nghiên cứu:

- Đối tượng nghiên cứu của đề tài là LĐPP Điện lực Lạc Dương đang quản

lý vận hành, phân tích lưới điện hiện hữu, đưa ra các giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế trên lưới điện

- Các phần mềm đo ghi từ xa, mô phỏng đang áp dụng tại đơn vị trong quản

lý kinh doanh, quản lý kỹ thuật, quản lý vận hành

2.3 Mục đích nghiên cứu:

- Nghiên cứu các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả kinh tế trên lưới điện, các giải pháp giảm tổn thất điện năng, đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế trên lưới điện phân phối do Điện lực Lạc Dương quản lý

3 Phương pháp nghiên cứu:

Sử dụng các phương pháp nghiên cứu lý thuyết và thực nghiệm

- Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: Nghiên cứu các tài liệu, giáo trình, sách báo,… về các phương pháp xác định tổn thất điện năng, tổn thất công suất và các giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế trên lưới điện phân phối

- Phương pháp thực nghiệm: Sử dụng các phần mềm đang ứng dụng tại đơn vị

để thu thập thông số kỹ thuật, thông số vận hành; từ các kết quả thu thập được, phân tích nguyên nhân, đề xuất giải pháp

- Đánh giá lại hiệu quả sau khi thực hiện các giải pháp giảm tổn thất điện năng

4 Bố cục của luận văn:

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

Chương 2 Giới thiệu và đánh giá hiện trạng công tác SXKD của Điện lực Lạc Dương

Chương 3: Nghiên cứu, phân tích các yếu tố ảnh hưởng tới hiệu quả kinh tế trên lưới điện phân phối Điện lực Lạc Dương

Chương 4: Đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế, phân tích kinh

tế tài chính

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI, TỔN THẤT

CÔNG SUẤT VÀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG

1.1 Vai trò của lưới điện phân phối

Hệ thống điện bao gồm các nhà máy điện, trạm biến áp, các đường dây truyền tải và phân phối được nối với nhau thành một hệ thống thống nhất làm nhiệm

vụ sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng [1]

Để đáp ứng nhu cầu ngày càng tăng của phụ tải, rất nhiều các nhà máy điện

có công suất lớn được đầu tư xây dựng Vì lý do kinh tế và môi trường, các nhà máy thường được xây dựng ở những nơi gần nguồn nguyên liệu hoặc việc chuyên chở nhiên liệu thuận lợi, ít tốn kém Trong khi đó các trung tâm phụ tải lại ở xa,

do vậy phải dùng lưới truyền tải để truyền tải điện năng đến các hộ tiêu thụ Đồng thời, vì lý do kinh tế cũng như an toàn, người ta không thể cung cấp trực tiếp cho các hộ tiêu thụ bằng lưới truyền tải có điện áp cao mà phải dùng LĐPP có cấp điện

áp thấp hơn để cấp điện cho một khu vực

1.2 Yêu cầu, đặc điểm của lưới điện phân phối

1.2.1 Yêu cầu của lưới điện phân phối

Yêu cầu chính của lưới phân phối là đảm bảo cấp điện liên tục cho hộ tiêu thụ, đảm bảo chất lượng điện năng nằm trong phạm vi cho phép, tổn thất điện năng thấp nhất, vận hành dễ dàng, chi phí xây dựng kinh tế, an toàn cho con người và thiết bị…

1.2.2 Đặc điểm của lưới điện phân phối

Lưới điện phân phối phân bố trên diện rộng, thường vận hành không đối xứng và có tổn thất lớn Vấn đề tổn thất trên lưới phân phối liên quan chặt chẽ đến các vấn đề kỹ thuật của lưới điện từ giai đoạn thiết kế đến vận hành Trên cơ sở các

số liệu về tổn thất có thể đánh giá sơ bộ chất lượng vận hành của lưới điện phân phối

Hệ thống phân phối thông dụng được phân loại như sau:

1.2.2.1 Hệ thống phân phối hình tia:

Hệ thống phân phối này chủ yếu được dùng trong những vùng có mật độ phụ tải thấp như nông thôn hay các thị trấn nhỏ và còn được dùng rộng rãi ở những vùng có mật độ phụ tải trung bình như ngoại ô và đô thị Nó có chi phí xây dựng thấp nhất nhưngtính linh hoạt và liên tục cung cấp điện bị hạn chế [3] Từ trạm nguồn có nhiều xuất tuyến đi ra cấp điện cho từng nhóm trạm phân phối Trục chính của các xuất tuyến này được phân đoạn để tăng độ tin cậy cung cấp điện Thiết bị phân đoạn có thể là cầu chì, dao cách ly, máy cắt hoặc các Recloser có thể tự đóng lập lại Giữa các trục chính của một trạm nguồn hoặc giữa các trạm nguồn khác

nhau có thể được nối liên thông với nhau để dự phòng khi sự cố, cắt điện công tác trên đường trục hay các trạm biến áp nguồn Máy cắt và dao cách ly liên lạc được

mở trong khi làm việc để vận hành hở

Các phụ tải điện sinh hoạt 0,2kV - 0,4kV được cung cấp từ các trạm biến áp phân phối Mỗi trạm biến áp phân phối là sự kết hợp giữa cầu chì, máy biến áp và tủ điện phân phối hạ áp Đường dây hạ áp 0,2kV - 0,4kV của các trạm biến áp phân phối này thường có cấu trúc hình tia

Hình 1.1: Sơ đồ hệ thống phân phối hình tia

1.2.2.2 Sơ đồ mạch vòng

Mạch vòng kín để đảm bảo liên lạc thường xuyên và chắc chắn giữa các nhà máy điện với nhau và với phụ tải Lưới điện có nhiều mạch vòng kín để khi ngắt điện bảo vệ đường dây hoặc sự cố 1 đến 2 đường dây vẫn đảm bảo liên lạc hệ thống[1]

Hình 1.2: Sơ đồ hệ thống phân phối mạch vòng

Các xuất tuyến được cấp điện trực tiếp từ các trạm khác nhau và trên mỗi tuyến đều có 2 máy cắt đặt ở hai đầu Các trạm biến áp phân phối được đấu liên thông, mỗi máy biến áp đều có 2 dao cách ly đặt ở hai phía Đối với các hộ tiêu thụ đòi hỏi độ tin cậy cung cấp điện cao thì sơ đồ lưới phân phối thường được áp dụng kiểu sơ đồ dạng này

1.3 Ý nghĩa của vấn đề TTCS và TTĐN

Khi có dòng điện chạy qua dây dẫn và máy biến áp, vì chúng có điện trở và điện kháng nên bao giờ cũng có một tổn thất nhất định về công suất tác dụng ∆P và công suất phản kháng ∆Q Tổn thất phản kháng ∆Q tuy không ảnh hưởng trực tiếp đến phí tổn về nhiên liệu, nhưng gây ra tình trạng không đủ công suất phản kháng

để cung cấp cho các hộ dùng điện Như vậy lại phải trang bị thêm một số các thiết

bị khác để phát công suất phản kháng như tụ điện, máy bù đồng bộ Kết quả là chi phí đầu tư về thiết bị tăng cao, làm giá thành tải điện cũng tăng cao lên [2]

Khi truyền tải điện năng từ thanh cái nhà máy điện đến các hộ dùng điện, ta phải dùng dây dẫn và máy biến áp, nên một phần điện năng bị tiêu hao do đốt nóng dây dẫn, do tạo ra các trường điện từ và các hiệu ứng khác Phần tiêu hao đó gọi là tổn thất điện năng Lượng điện năng tiêu hao đó biến thành nhiệt làm nóng dây dẫn

và máy biến áp, cuối cùng tỏa ra không khí, không mang lại một hiệu quả nào Nhưng lượng điện năng tổn thất đó cũng phải do nhà máy điện cung cấp nên vốn đầu tư nguồn phát cao Ngoài ra, tổn thất càng lớn thì phải thêm chi phí nhiên liệu, than, dầu, nước…, do đó giá thành sản xuất điện cao, dẫn đến giá bán điện cao gây bất lợi cho việc phát triển kinh tế và phục vụ dân sinh

Việc nghiên cứu tổn thất công suất và tổn thất điện năng rất quan trọng, vì có nắm vững cơ sở lý luận mới có thể tính đúng được tổn thất công suất và tổn thất điện năng, định được giá thành trong lúc thiết kế và tìm ra được giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế Vấn đề này luôn luôn mang tính thời sự và cấp bách đối với người thiết kế cũng như ngưới quản lý vận hành lưới điện [2]

1.4 Tổn thất công suất trên lưới điện phân phối

1.4.1 Tổn thất công suất trên đường dây:

Tổn thất công suất trên lưới điện phân phối bao gồm tổn thất công suất tác dụng và tổn thất công suất phản kháng Tổn thất công suất phản kháng ít ảnh hưởng đến tổn thất điện năng Tổn thất công suất tác dụng ảnh hưởng đáng kể đến tổn thất điện năng

Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây dẫn điện xoay chiều 3 pha được xác định theo công thức:

3 2

2 3 2

2 2 2

10

*10

*

U

S R

U

Q P RI

Trong đó:

I là dòng điện toàn phần chạy trên đường dây;

R là điện trở của dây dẫn Tổn thất công suất phản kháng trên đường dây được xác định:

3 2

2 3 2

2 2 2

10

*10

*

U

S X

U

Q P XI Q

U: điện áp dây của mạng điện (kV)

R, X: điện trở và điện kháng của đường dây ( )

Nếu P, Q lấy bằng MW, MVAr thì bỏ 10-3 trong công thức trên[1]

1.4.2 Tổn thất công suất trong MBA:

TTCS trong MBA gồm hai thành phần:

+ Thành phần tổn thất không phụ thuộc vào phụ tải: Là tổn thất trong lõi thép của MBA, còn gọi là tổn thất không tải Tổn thất không tải chỉ phụ thuộc vào cấu tạo của MBA Tổn thất không tải được xác định theo các số liệu kỹ thuật của MBA:

0 0

dm

S i

i0%: dòng điện không tải tính theo %

P0, Q0: TTCS tác dụng, tổn thất CSPK khi không tải

+ Thành phần tổn thất phụ thuộc vào phụ tải: Là tổn thất công suất tải qua MBA, gọi là tổn thất đồng hay tổn hao ngắn mạch

Với MBA hai cuộn dây, tổn thất đồng được xác định:

2

2

2 2 2

3

dm n B B

Cu

S

S P R U

Q P R I P

(1.4)

n B B

Cu

S

S U X U

Q P X I Q

*100

*

%3

2 2

2 2

Trong trường hợp có n MBA giống nhau vận hành song song thì TTCS trong

S n

P P

*

%

Q n S n

S U Q

dm

Trong đó: S là công suất tải qua MBA (kVA), Pn, P0, tổn thất ngắn mạch

và tổn thất không tải MBA (kW)[2]

1.5 Tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối

Lưới điện phân phối phân bố trên diện rộng, thường vận hành không đối xứng, có lượng tổn thất cao hơn lưới truyền tải nên gây ra tổn thất lớn về kinh tế và ảnh hưởng đến chất lượng điện năng Tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối là lượng điện năng tiêu hao trong quá trình phân phối điện khi nhận điện từ các trạm biến áp 110kV đến các khách hàng sử dụng điện Tổn thất điện năng phụ thuộc vào lượng điện năng truyền tải, khả năng mang tải của lưới điện và vai trò của công tác quản lý Tổn thất điện năng còn được gọi là điện năng dùng để truyền tải và phân phối điện

1.5.1 Tổn thất điện năng trên đường dây:

Một phần năng lượng bị mất đi trong quá trình truyền tải gọi là TTĐN Trên đường dây, với phụ tải cố định và có tổn thất tác dụng P, TTĐN A trong thời gian t bằng:

Trong thực tế, dòng điện phụ tải luôn thay đổi theo thời gian, nên TTCS P cũng thay đổi theo Nếu phụ tải thay đổi theo thời gian thì TTĐN A được tính theo công thức[1]:

t dt I R A

1.5.2 Tổn thất điện năng trong máy biến áp:

TTĐN trong MBA gồm hai phần: phần không phụ thuộc vào phụ tải xác định theo thời gian làm việc của MBA và phần phụ thuộc vào phụ tải xác định theo thời gian TTCS cực đại τ[2]

2 max 0

max

dm n

S

S P t P P

t P

Trong đó: t là thời gian làm việc của MBA, nếu thời gian MBA làm việc cả năm thì t = 8760 h

Smax phụ tải cực đại của MBA

Nếu có n MBA như nhau vận hành song song thì TTĐN trong n máy là :

2

2 max 0

*

*

dm n

n

S n

S P t P n

Quá tải dây dẫn: Làm tăng nhiệt độ, tăng trở kháng của dây dẫn

Vận hành không cân bằng: Làm tăng tổn thất trên dây trung tính, trên dây pha, làm tăng tổn thất trong máy biến áp; Có thể gây quá tải trên dây pha có dòng điện lớn, gây tổn thất trên pha này

Tổn thất dòng rò: Cách điện của các thiết bị không đảm bảo, không được kiểm tra bảo dưỡng định kỳ dẫn đến phóng điện qua cách điện của thiết bị gây ra tổn thất điện năng

Máy biến áp quá tải: Dòng điện tăng cao làm phát nóng cuộn dây gây nên tổn thất đồng và gây sụt áp làm tăng tổn thất trên lưới điện hạ áp

Lắp đặt dung lượng bù không hợp lý, vận hành cosφ thấp dẫn đến làm tăng dòng điện truyền tải công suất phản kháng

Các thành phần sóng hài bậc cao, dòng thứ tự nghịch, thứ tự không gây phát nóng thiết vị làm tăng tổn thất điện năng

Nối đất: Nối đất làm việc và nối đất lặp lại không đảm bảo gây tổn thất do không hạn chế được dòng điện trên dây trung tính

Tiếp xúc xấu: Các mối nối không đảm bảo gây phát nhiệt gây tổn thất điện năng, các mối nối không được bọc hóa tao điều kiện cho khách hàng sử dụng điện bất hợp pháp

Tính toán phương thức vận hành chưa hợp lý, buộc phải vận hành phương thức bất lợi do sự cố lưới điện…

Sụt áp: Bán kính cấp điện dài, tiết diện dây dẫn nhỏ, nấc phân áp máy biến

áp chưa phù hợp dẫn đến tăng dòng điện tải trên dây dẫn làm tăng tổn thất điện năng

Sứ cách điện, các thiết bị đo đếm, bảo vệ… không được bảo dưỡng dẫn đến phóng điện qua cách điện gây tổn thất điện năng

Hành lang lưới điện bị vi phạm, cây cối va quẹt vào đường dây gây ra dòng

rò hoặc sự cố gây ra tổn điện năng

Máy biến áp non tải: Máy biến áp vận hành non tải gây lãng phí công suất đặt, gây tổn hao không tải lớn hơn nhu cầu điện năng sử dụng

1.6.2 Tổn thất phi kỹ thuật:

Tổn thất thương mại bao gồm các dạng tổn thất như sau: Hệ thống đo đếm không hoàn chỉnh; sai sót do khâu quản lý, nghiệp vụ kinh doanh; khách hàng sử dụng điện không đúng hợp đồng, mục đích sử dụng điện…Nếu tổn thất điện năng trên 15% cần nghĩ ngay đến thành phần TTĐN kinh doanh, khi đó cần tiến hành tính toán thành phần tổn thất kỹ thuật để đánh giá mức độ của tổn thất kinh doanh[2]

1.7 Các phương pháp xác định tổn thất điện năng

1.7.1 Phương pháp xác định TTĐN theo đồ thị phụ tải:

Giả sử quy luật biến thiên của dòng điện như Hình 1.3a và 1.3b, hệ tọa độ I-t

Chia trục hoành (t) thành n đoạn bằng nhau với độ dài ∆t Như vậy việc xác định TTĐN được thay bằng việc tính diện tích các hình chữ nhật (Hình 1.3a) hay hình thang (Hình 1.3b)

Biểu thức dưới dấu tích phân trong trường hợp thứ nhất sẽ bằng:

t I n

t t I dt

t t

1

2 1

2

Hình 1.3: a Đồ thị phụ tải chữ nhật hóa Hình 1.3:b Đồ thị phụ tải hình thang hóa

Trường hợp thứ hai:

1

1

2 2

2 2

22

n

t t n

o T

o t

n

t

Khi I0 = In công thức (1.14) sẽ nhận được dạng (1.13)

Theo phương pháp này TTĐN [kWh] được xác định theo công thức:

3

1

2

10

3

n

t t

I n

t R

Hoặc:

3 1

1

2 2

2

2.3

n

t t

I I n

t R

Trong đó thứ nguyên của I [A], S[kVA], U[kV]

Phương pháp tích phân đồ thị có độ chính xác cao, nhưng khó thực hiện Khi tính toán thực tế không sử dụng đồ thị phụ tải năm mà sử dụng đồ thị phụ tải ngày đặc trưng Việc tính toán TTĐN không đảm bảo được chính xác vì trong hệ thống luôn có sự thay đổi thường xuyên và không thường xuyên của những ngày khảo sát [1]

1.7.2 Phương pháp thời gian tổn thất công suất lớn nhất:

a Phương pháp τ:

Đây là một trong các phương pháp đơn giản và sử dụng thuận tiện nhất Trong các trạng thái, ta chọn trạng thái có tổn thất công suất lơn nhất, và ta tính tổn thất công suất ở trạng thái này gọi là ∆Pmax Tổn thất điện năng trong một năm bằng tích

số của ∆Pmax với thời gian tổn thất công suất lớn nhất

Thời gian sử dụng công suất lớn nhất Tmax là thời gian mà hộ tiêu thụ là việc với phụ tải cực đại Pmax thì điện năng nó tiêu thụ bằng điện năng tiêu thụ thực tế trong năm[2]

8760

0 max

max

P

dt P T

8760

0 2

I

dt

Giá trị τ phụ thuộc vào đồ thị phụ tải và tính chất hộ tiêu dùng điện

Để xác định người ta thường áp dụng các công thức sau:

- Công thức kinh điển:

8760 ) 10 124

, 0

- Công thức Valander:

2 max max

876087,08760

T

- Công thức Kenzevits:

max min

max

min max

max

287601

.8760

P P P

P T

max

min max

max

21

2

P P P

P T

T

T T T

T

(1.24)

Tra đường cong = f(Tmax, cos ), các đường cong này đã được tính toán với một số biểu đồ điển hình của phụ tải, với những Tmax, cos khác nhau (thắp sáng, phụ tải công nghiệp, phụ tải sinh hoạt, …) Trong đó quy ước là cos suốt năm không thay đổi, điện trở đường dây không phụ thuộc vào nhiệt độ

- Các công thức để xác định τ đều là gần đúng, lấy theo thực nghiệm và tiệm

cận hoá, và nhất là xác định được dựa trên cơ sở lưới điển hình, có cấu trúc tiêu chuẩn Với lưới điện Việt Nam sẽ không phù hợp Ngoài ra nhận thấy rằng, cơ sở để xác định lại là Tmax và cos cũng rất bất định Cos trong lưới rất không đồng nhất nên chỉ có thể chấp nhận trị số trung bình Còn Tmax = A/Pmax lại càng bị phụ thuộc nhiều vào cách lấy mẫu thống kê[2]

P

∆Pp, ∆Pq là thành phần tổn thất công suất tác dụng do P và do Q gây ra

p và q làthời gian tổn thất do công suất tác dụng và công suất phản kháng

đi qua

1.7.3 Phương pháp đường cong tổn thất[11]

Hoạt động của hệ thống cung cấp điện ít nhiều mang tính ngẫu nhiên và bất định Tuy nhiên tính quy luật và có điều khiển vẫn là chủ đạo Chẳng hạn đồ thị phụ tải mang tính ngẫu nhiên nhưng hình dáng khá ổn định Vì vậy, một phương thức vận hành tương ứng với một cấu trúc, một phương án điều khiển đã lựa chọn thì các đặc trưng tổn thất cũng có thể coi là xác định Nói riêng, có thể xét đường cong quan hệ: ∆P∑ = f(P∑) Trong đó:

 ∆P∑: Tổng TTCS trong lưới

 P∑: Tổng công suất thanh cái của mạng lưới cung cấp điện

Đường conng tổn thất có thể xây dựng bằng đo đạc hoặc tính toán Tuy nhiên phép đo thực tế rất phức tạp, bởi đòi hỏi phải xác định đồng thời trị số công suất của

tất cả các nút phụ tải và nguồn cung cấp Bằng tính toán, đường cong có thể xây dựng như sau:

Giả thiết biết dạng biểu đồ phụ tải và cosφ của tất cả các nút (hoặc nhóm nút) phụ tải Coi thanh cái cung cấp là nút cân bằng, tính toán phân bố dòng và xác định TTCS tổng ΔPΣ ứng với mỗi thời điểm của biểu đồ phụ tải (ví dụ theo giờ trong ngày) Kết quả nhận được cho phép xây dựng đoạn đường cong TTCS từ PΣmin đến

PΣmax của biểu đồ phụ tải thanh cái Rõ ràng đường cong xây dựng được có tính xác định cao nếu thực tế cosφ và tỷ lệ công suất giữa các nút ít thay đổi Đây là giả thiết duy nhất và có thể chấp nhận được với phương pháp xây dựng đường cong tổn thất Khi cấu trúc lưới và phương thức vận hành thay đổi, một họ đường cong tương ứng cần được xây dựng

Với một cấu trúc lưới và một phương thức vận hành hoàn toàn xác định (khi

đó sẽ tồn tại một đường cong tổn thất duy nhất) dễ dàng có thể xác định được TTĐN tổng trong ngày thông qua biểu đồ tổng công suất thanh cái Diện tích của biểu đồ TTCS chính là TTĐN và có thể tính theo phương pháp tích phân đồ thị:

1

. (1.26)

Hoặc có thể xác định TTĐN bằng phương pháp tính toán Do TTCS gồm có 2 thành phần là tổn thất tải và tổn thất không tải, tại mỗi thời điểm vận hành ta có biểu thức xác định TTCS :

ΔPi = ΔPkt +ΔPt (1.27)

Từ đó TTĐN được tính như sau:

t P P

dt t P P

A A

thay đổi tỷ lệ công suất các nút và giữ nguyên cosφ phép tính khá đơn giản, nhưng

độ chính xác chỉ đủ cao khi dạng của biểu đồ phụ tải các nút và cosφ ít thay đổi

Sự quan sát thống kê lâu năm tại một lưới cung cấp điện có thể cho phép chính xác hóa dần đường cong tổn thất xây dựng cho lưới Cần lưu ý rằng điểm khởi đầu của đường cong tổn thất không đi qua gốc tọa độ, bởi vì ngay cả khi không tải trong lưới điện đã tồn tại một lượng tổn hao không tải nhất định

Hình 1.4 Xác định TTĐN bằng đường cong tổn thất

1.7.4 Phương pháp dòng điện trung bình bình phương[10]

Itb là dòng điện quy ước có giá trị không đổi chạy trên đường dây trong suốt thời gian T và gây nên lượng TTĐN ∆A bằng lượng TTĐN do dòng điện biến thiên thực tế gây ra

T RI dt RI

dt I I

T

t

tb

(1.31)

Dòng điện Itb có thể xác địnhđược nếu biết đồ thị phụ tải năm theo thời gian

t Nếu đồ thị phụ tải dưới dạng công suất thì

t R U

S

A tn

.

2

Trong đó:

 R: Điện trở tác dụng của đường dây [Ω]

 t: Thời gian tính toán [h]

Giá trị Itb có thể tính gần đúng theo công thức kinh nghiệm Dalesxky:

Itb = Imax(0,12 + Tmax.10-4) (1.33) Hoặc theo dòng điện cực đại và thời gian TTCS cực đại τ:

max max

T I

Giá trị các đại lượng τ, Tmax được xác định phụ thuộc vào tính chất phụ tải hoặc qua các số liệu thống kê Phương pháp này chỉ đúng khi chúng ta xác định được chính xác các giá trị trên

1.7.5 Phương pháp xác định điện năng tiêu thụ

Theo [10], lượng điện năng tiêu thụ trong khoảng thời gian t được xác định trên cơ sở đồ thị phụ tải năm của chúng Diện tích giới hạn bởi trục tung và đường cong P(t) của đồ thị xác định điện năng tiêu thụ trong khoảng thời gian t, ta có

T

t dt P A

0

(1.35)

Theo [2], trị số TTĐN trong bất kỳ một phần tử nào của mạng điện đều phụ thuộc vào tính chất và sự thay đổi của phụ tải trong thời gian khảo sát Trong thời gian khảo sát t, nếu phụ tải của mạng điện không thay đổi và có tổn thất công suất tác dụng là ∆P thì tổn thất điện năng sẽ bằng:

Nhưng thực tế, phụ tải của đường dây luôn luôn thay đổi theo thời gian, vì vậy phải dùng phương pháp tích phân để tính TTĐN

t dt P A

PSS/ADEPT giúp phân tích và tính toán lưới phân phối Trong đó, tính toán và hiển thị các thông số về dòng (I), công suất (P, Q) của từng tuyến dây, đánh giá tình trạng mang tải của tuyến đường dây thông qua chức năng Load Flow Analysis (phân bố công suất) Cho biết các thông số về tổn thất công suất của từng tuyến đường dây để từ đó có phương án bù công suất phản kháng nhằm làm giảm tổn thất công suất của từng tuyến thông qua chức năng CAPO

1.7.7 Phương pháp tính theo quy định của EVN

Do đặc thù của lưới điện phân phối có khối lượng đường dây và trạm biến áp phụ tải lớn, công suất phụ tải biến đổi liên tục theo thời gian nên trong phạm vi sai

số cho phép trong công tác quản lý vận hành và quản lý kinh doanh điện năng Tập đoàn Điện lực Việt Nam sử dụng thống nhất phương pháp tính tổn thất điện năng như sau:

24

o i ti

A

Trong đó:

- ΔA: Tổn thất điện năng trong giai đoạn đang xét (kWh)

- ΔP0: Tổn thất công suất không tải (kW)

- ΔPmax: Tổn thất công suất tại thời điểm công suất cực đại của lưới điện (kW)

- T: Thời gian tính toán của giai đoạn xem xét TTĐN (giờ)

- Kđt: Hệ số đồ thị phụ tải ảnh hưởng đến TTĐN trong giai đoạn tính toán

- Si, Smax : là giá trị phụ tải đầu xuất tuyến tại các thời điểm ti và tmax

1.8 Độ tin cậy cung cấp điện

1.8.1 Các chỉ số về độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối bao gồm:

- Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối (System Average Interruption Duration Index - SAIDI);

- Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối (System Average Interruption Frequency Index - SAIFI);

- Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối (Momentary Average Interruption Frequency Index - MAIFI)

1.8.2 Các chỉ số về độ tin cậy của lưới điện phân phối được tính toán như sau:

a) SAIDI được tính bằng tổng số thời gian mất điện kéo dài trên 05 phút của Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện chia cho tổng số Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện, xác định theo công thức sau:

- n: Tổng số lần mất điện kéo dài trên 05 phút trong tháng t thuộc phạm vi cung cấp điện của Đơn vị phân phối điện;

- Kt: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện trong tháng t;

- SAIDIt (phút): Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối trong tháng t;

- SAIDIy (phút): Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối trong năm y

b) SAIFI được tính bằng tổng số lượt Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị mất điện kéo dài trên 05 phút chia cho tổng số Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán

lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện, xác định theo công thức sau:

(1.41)

Trong đó:

12

1 1

t

t y

t

n

i

i i t

SAIDI SAIDI

K

K T SAIDI

12

1 1

t

t y

t

n

i i

t

SAIFI SAIFI

K K SAIFI

- n: Tổng số lần mất điện kéo dài trên 05 phút trong tháng t thuộc phạm vi cung cấp điện của Đơn vị phân phối điện;

- Ki: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị ảnh hưởng bởi lần mất điện thứ i trong tháng t;

- Kt: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện trong tháng t;

- SAIFIt: Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối trong tháng t;

- SAIFIy: Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối trong

năm y

c) MAIFI được tính bằng tổng số lượt Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị mất điện thoáng qua (thời gian mất điện kéo dài từ 05 phút trở xuống) chia cho tổng số Khách hàng

sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện, xác định theo công thức sau:

(1.42)

Trong đó:

- n: Tổng số lần mất điện thoáng qua trong tháng t thuộc phạm vi cung cấp

điện của Đơn vị phân phối điện;

- Ki: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị ảnh hưởng bởi lần mất điện thoáng qua thứ i trong tháng t;

- Kt: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện trong tháng t;

- MAIFIt: Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối trong tháng t;

- MAIFIy: Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối trong năm y

12

1 1

t

t y

t

n

i i

t

MAIFI MAIFI

K K MAIFI

1.9 Kết luận chương 1:

Việc nghiên cứu tổn thất công suất và tổn thất điện năng rất quan trọng, vì có nắm vững cơ sở lý luận mới có thể tính đúng được tổn thất công suất và tổn thất điện năng, định được giá thành trong lúc thiết kế và tìm ra được giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế TTĐN không chỉ là chỉ tiêu kế hoạch thực hiện hàng năm mà còn

là chỉ tiêu pháp lệnh, nhằm đảm bảo nguồn điện cung cấp phục vụ các nhu cầu phát triển kinh tế - xã hội, quốc phòng – an ninh và đời sống nhân dân trên địa bàn

Có nhiều phương pháp tính toán tổn thất điện năng như đã nêu ở trên hoặc phần mềm tính toán tổn thất điện năng, mỗi phương pháp có ưu và nhược điểm khác nhau Tuy nhiên, để tính toán đúng TTĐN, đưa ra các giải pháp giảm TTĐN hiệu quả cần có các thông số kỹ thuật, thông số quản lý vận hành và biểu đổ phụ tải chính xác Việc xác định chính xác nguyên nhân, khu vực gây ra TTĐN, có ý nghĩa quyết định đến việc nâng cao hiệu quả kinh tế của lưới điện

Việc đảm bảo chất lượng điện năng và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện là một trong những chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật quan trọng, hướng đến việc đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục, đáp ứng nhu cầu sử dụng điện của các đối tượng khách hàng Trong đó, việc giảm số lần ngưng cung cấp điện, phạm vi mất điện và thời gian mất điện cho mỗi lần công tác là một trong những tiêu chí đánh giá sự hài lòng của khách hàng đối với ngành Điện

Trong luận văn này tác giả tập trung vào việc phân tích nguyên nhân gây ra TTĐN, đề ra các giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế trên cơ sở các số liệu thống kê

và truy xuất, thu thập dữ liệu từ các phần mềm đang ứng dụng tại đơn vị trong thời điểm hiện tại

CHƯƠNG 2: GIỚI THIỆU VÀ ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG CÔNG TÁC SẢN

XUẤT KINH DOANH CỦA ĐIỆN LỰC LẠC DƯƠNG

2.1 Lịch sử hình thành và phát triển huyện Lạc Dương

Trước thế kỷ XX, Lạc Dương là một vùng đồi hoang sơ, chỉ có một số ít đồng bào dân tộc thiểu số cư trú thành từng buôn, sống rải rác dọc các bờ sông, suối Trên vùng đất này, nhiều dân tộc anh em đã cùng sinh sống, với truyền thống văn hóa, phong tục, tập quán rất đa dạng, có trình độ phát triển kinh tế-xã hội khác nhau, hoàn cảnh lịch sử và đặc điểm khác nhau Song các dân tộc anh em đều giữ gìn và phát huy truyền thống yêu nước, không phân biệt dân tộc, tôn giáo; cùng nhau chung tay xây dựng cuộc sống ấm no, hạnh phúc

Ngày 14 tháng 3 năm 1979, Hội đồng Chính phủ ban hành quyết định số116/CP

về việc chia một số huyện thuộc tỉnh Lâm Đồng, theo đó huyện Lạc Dương chính thức được thành lập gồm các xã Kilplagnol Hạ, Lát, Đạ M’Rông, Đạ Tông và thị trấn Lạc Dương

Đến ngày 17 tháng 11 năm 2004, Chính phủ ban hành Nghị định số 189/2004/NĐ-CP về việc thành lập xã thuộc các huyện Lạc Dương, Lâm Hà và thành lập huyện Đam Rông - Tỉnh Lâm Đồng Trên cơ sở đó, huyện Lạc Dương còn lại 6 đơn vị hành chính trực thuộc, bao gồm các xã: Lát, Đạ Sar, Đạ Nhim, Đạ Chais, Đưng K’nớ và thị trấn Lạc Dương Huyện nằm ở phía bắc của tỉnh, tiếp giáp với các địa phương thuộc tỉnh: huyện Đam Rông, Lâm Hà, Đơn Dương, thành phố

Đà Lạt và các tỉnh bạn là Khánh Hòa và Đak Lak, Ninh Thuận Tổng diện tích đất

tự nhiên là 1.312,33 km2, dân số 25.400 người, mật độ dân số là 19 người/km2 Huyện nằm trong vùng khí hậu ôn đới, có độ cao khoảng 1500 – 1600m so với mặt nước biển, nhiệt độ trung bình hàng năm thấp, khoảng 18 – 22o

C, chênh lệch nhiệt

độ giữa ngày và đêm khoảng 9o

C Thời tiết chia thành hai mùa, mùa mưa từ tháng 5 đên tháng 10, mùa khô từ tháng 11 đến tháng 4 năm sau

Về kinh tế, huyện Lạc Dương đang trên đà phát triển, tình hình kinh tế - xã hội tương đối ổn định, đời sống của nhân dân dần được nâng cao Huyện có tiềm năng lớn về du lịch sinh thái và du lịch nghỉ dưỡng, văn hóa lễ hội Điều kiện về đất đai và khí hậu thuận lợi cho việc phát triển cây công nghiệp, cây ăn quả, nông nghiệp công nghệ cao và chăn nuôi đại gia súc; Ở những vùng đất trũng là các loại đất phù sa, nguồn nước mặt dồi dào, khá thích hợp với việc trồng lúa nước Huyện

có gần 90% diện tích tự nhiên là rừng phòng hộ đầu nguồn Đạ Nhim, vườn Quốc gia Bidoup – Núi Bà đóng vai trò quan trọng trong việc bảo vệ guồn nước cho các công trình thủy điện trên địa bàn

2.2 Giới thiệu về Điện lực Lạc Dương

Ngày 15 tháng 7 năm 2010, từ đội quản lý điện Lạc Dương, trực thuộc Điện lực Đà Lạt, Điện lực Lạc Dương được thành lập và chính thức đi vào hoạt động Với quy mô và tầm vóc mới, đơn vị đã kiện toàn nhiều mặt, chuyên nghiệp hóa trong hoạt động sản xuất kinh doanh để đáp ứng nhu cầu phát triển của địa phương trong giai đoạn mới, nâng cao chất lượng dịch vụ khách hàng Thực hiện chức năng, nhiệm vụ của mình, Điện lực Lạc Dương đã tăng cường công tác quản lý, đầu tư xây dựng lưới điện, tập trung vào các khu vực có điện áp thấp để cải tạo, các cụm dân cư chưa có điện để đầu tư xây dựng Cuối năm 2010, Păng Tiêng – xã Lát là thôn cuối cùng của huyện có điện lưới Quốc gia Cùng thời gian này, trạm 110/22kV – 25MVA Suối Vàng đóng điện đưa vào vận hành cung cấp điện cho khu vực thị trấn và các vùng lân cận; do vậy chất lượng điện năng được đảm bảo, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, đáp ứng được nhu cầu sinh hoạt, sản xuất kinh doanh của nhân dân và các nhiệm vụ chính trị của địa phương

Đến cuối năm 2013 tất cả các thôn thuộc 6 đơn vị hành chính với 98,2% số

hộ có điện từ điện lưới Quốc gia Từ đó, cuộc sống của nhân dân đã có nhiều đổi thay cùng ánh sáng của nguồn điện Đồng bào dân tộc thiểu số ngoài việc dùng điện phục vụ sinh hoạt đã sử dụng điện để tưới tiêu, sản xuất rau hoa công nghệ cao, ứng dụng công nghệ trong dịch vụ du lịch Điện cũng đã thắp sáng đường giao thông nông thôn, thắp sáng các khu điểm du lịch, chào đón và phục vụ du khách, đưa du lịch- dịch vụ trở thành một ngành kinh tế tương đối quan trọng đem lại nguồn thu đáng kể cho ngân sách địa phương… Điện về đã giảm được việc đốt rừng làm than trước đây, hạn chế nguy cơ ảnh hưởng tiêu cực đến môi trường sinh thái…Kinh tế Lạc Dương đổi thay rõ nét với các khu sản xuất nông nghiệp công nghệ cao phát triển, cơ cấu cây trồng tiếp tục chuyển dịch tích cực, dần thay thế các diện tích cây trồng kém hiệu quả sang các loại cây có hiệu quả kinh tế cao, phù hợp với điều kiện khí hậu của địa phương như cà phê, rau, hoa, dâu tây… Từ thuận lợi của điều kiện khí hậu thổ nhưỡng cùng với nguồn điện năng được đầu tư, hàng loạt những khu sản xuất cá nước lạnh ra đời, có giá trị kinh tế cao, đem lại đời sống no ấm cho người dân, góp phần vào việc phát triển kinh tế, xã hội của địa phương

Chức năng, nhiệm vụ của đơn vị:

Thực hiện chức năng sản xuất, kinh doanh điện năng và kinh doanh khác Lập và thực hiện kế hoạch sản xuất kinh doanh hằng năm, 6 tháng, quí và tháng

Quản lý vận hành lưới điện trung hạ thế theo phân cấp và chỉ huy điều hành của công ty Điện lực Lâm Đồng

Thực hiện công tác trung đại tu, cải tạo và phát triển lưới điện theo kế hoạch công ty Điện lực Lâm đồng giao

Tìm mọi biện pháp khắc phục nhanh chóng các sự cố xảy ra trong quá trình vận hành và báo cáo công ty Điện lực sau khi thực hiện Trường hợp các sự cố lớn nghiêm trọng phải báo cáo ngay với Công ty để chỉ đạo giải quyết

Nghiên cứu và ứng dụng sáng kiến cải tiến kỹ thuật, hợp lý hoá sản xuất trong công tác quản lý kỹ thuật, quản lý vận hành lưới điện

Tổ chức kinh doanh điện năng, chương trình tiết kiệm điện

Có kế hoạch và biện pháp thực hiện việc xóa điện kế tổng, điện kế cụm nhằm mục đích bán điện đến tận hộ dân sử dụng ngày càng ổn định, an toàn và bảo đảm chất lượng điện năng

Hoàn thành tốt các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật của Điện lực; thực hiện tốt các biện pháp để giảm tổn thất điện năng

Tham gia khảo sát, lập hồ sơ dự án, thi công, giám sát thi công các công trình lưới điện trung hạ thế theo quyết định phân công và theo phân cấp của công ty Điện lực

Tổ chức tiếp khách hàng theo qui định của Công ty và của Tổng công ty, giải quyết khiếu nại, khiếu tố của khách hàng dùng điện đúng theo qui định hiện hành

Tham gia xây dựng các chính sách, chế độ, định mức tiêu chuẩn kinh tế kỹ thuật, qui trình an toàn, qui chế quản lý của đơn vị và đề nghị cấp có thẩm quyền xem xét ban hành

Theo kế hoạch lao động được duyệt, Điện lực chủ động trong việc tổ chức sắp xếp và sử dụng lao động hiệu quả để đảm bảo tăng năng suất lao động

Quản lý tốt tài sản, tài chính, vật tư thiết bị và lao động của Điện lực theo quy định hiện hành để đạt hiệu quả cao trong sản xuất kinh doanh

Thực hiện các qui định về an toàn lao động, bảo hộ lao động của Nhà nước

và của ngành Điện

Tổ chức đào tạo bồi dưỡng, xây dựng đội ngũ cán bộ viên chức đủ trình độ

về chuyên môn nghiệp vụ, về tư cách đạo đức và tinh thần phục vụ

Thực hiện đầy đủ chế độ báo cáo, thống kê, phân tích hoạt động kinh tế định

kỳ và đột xuất

Phối hợp với các cơ quan, đơn vị thực hiện tốt công tác bảo vệ an ninh trật tự trên địa bàn Điện lực quản lý

Tổ chức tốt các hoạt động thi đua - tuyên truyền nhằm động viên công nhân viên chức, lao động hăng hái thi đua lao động sản xuất giỏi, phấn đấu hoàn thành các mục tiêu, nhiệm vụ, kế hoạch của đơn vị

Tổ chức chăm lo tốt đời sống vật chất, tinh thần cho cán bộ công nhân viên Điện lực và thực hiện một số nhiệm vụ khác theo phân công của công ty Điện lực lâm Đồng

2.3 Hiện trạng về nguồn và lưới điện phân phối

2.3.1 Nguồn điện:

Lưới điện phân phối huyện Lạc Dương nhận điện từ trạm 110/22kV – 25MVA Suối Vàng nằm trên địa bàn huyện Lạc Dương, trạm 110/22kV – 40MVA Đà lạt 2 nằm trên địa bàn thành phố Đà Lạt, nhà máy thủy điện Đạ Khai 8,1MW, nhà máy thủy điện Suối Vàng 4,8 MW, trạm trung gian Romen 31,5/22kV – 1,6MVA

Xuất tuyến 478 cấp điện cho trung tâm thị trấn Lạc Dương và vùng phụ cận; công suất mang tải cực đại Pmax: 1,266 MW, công suất mang tải cực tiểu Pmin: 0,411MW, cosφtb 0,96

Xuất tuyến 480 cấp điện cho một phần thị trấn Lạc Dương, hai nhà máy nước Suối Vàng và nhà máy nước Sài Gòn – Đan Kia cung cấp nước sạch cho huyện Lạc Dương và thành phố Đà Lạt; công suất mang tải cực đại Pmax: 2,1 MW, công suất mang tải cực tiểu Pmin: 0,3MW, cosφtb 0,97

Nông, lâm nghiệp, thuỷ

sản

Công nghiệp, Xây dựng

Thương nghiệp, khách sạn, nhà hàng

Quản lý, tiêu dùng

Hoạt động khác 0

- Lưới điện nhận nguồn từ trạm 110/22kV Đà Lạt 2:

- Xuất tuyến 471 trạm 110/22kV Đà lạt 2 cấp điện cho một số khu dân cư thuộc thành phố Đà lạt và các xã Đạ Sar, Đạ Nhim, Đạ Chais huyện Lạc Dương Điện kế ranh giới Đà Lạt - Lạc Dương đặt tại trụ số 471/109 – xuất tuyến 471 trạm 110kV Đà lạt 2

- Xuất tuyến 472 Suối Vàng cấp điện cho xã Đạ Nghịt; công suất mang tải cực đại Pmax: 0,52 MW, công suất mang tải cực tiểu Pmin: 0,12MW, cosφtb 0,92

- Xuất tuyến 472 Romen cấp điện cho xã Đưng k’nớh; công suất mang tải cực đại Pmax: 0,09 MW, công suất mang tải cực tiểu Pmin: 0,03MW, cosφtb 0,97

Bảng 2.1: Số liệu đường dây trung áp (km)

Bảng 2.2: Số liệu đường dây hạ áp (km)

áp (km)

Số lượng trạm

Dung lượng (kVA)

Trung thế (kVAr)

Hạ thế (kVAr)

2.4 Công tác đầu tư cho lưới điện

Giá trị đầu tư xây dựng cơ bản

Bảng 2.5: Vốn đầu tư trong các năm từ năm 2011-2016

Năm Tên, hạng mục công trình Tổng vốn đầu tư (triệu

Năm Tên, hạng mục công trình Tổng vốn đầu tư (triệu

đồng)

2014 Phát triển lưới điện phân phối 732.029

2015 Phát triển lưới điện phân phối 427.819

2016 Phát triển lưới điện phân phối 1.657.859

∑6

năm

2.863.515

(Nguồn: Phòng kỹ thuật)

2.5 Giá trị đầu tư cho công tác sửa chữa lưới điện

Bảng 2.6: Vốn sửa chữa liện trong các năm từ năm 2011-2016

Năm Tên, hạng mục công trình Tổng vốn đầu tư (triệu

đồng)

2011 Sửa chữa LĐHA trạm Lạc Dương 2 235.223

2012 Sửa chữa LĐTA nhánh bãi Tự do tuyến

2013 Sửa chữa LĐHA trạm Đăng lèn 1 175.527

2014

- Sửa chữa LĐHA trạm Đăng lèn 2

- Sửa chữa LĐHA trạm Bnuer B

- Sửa chữa LĐTA tuyến 474/110kV SV

177.051 96.453 407.034

2015 - Sửa chữa LĐTA tuyến 474/110kV SV

(E35/62 đến E35/117)

- Sửa chữa LĐTA tuyến 478/110kV SV

- Sửa chữa LĐHA trạm Đan kia, Long

lanh

625.010

330.730 527.520

2016 Sửa chữa LĐHA khu vực Lạc Dương 647.876

∑6

năm

3.259.520

(Nguồn: Phòng kỹ thuật)

Các công trình đầu tư xây dựng, sửa chữa lưới điện được thi công đúng tiến

độ, đảm bảo chất lượng đã góp phần làm giảm TTĐN của Điện lực

2.6 Phương pháp xác định tổn thất điện năng hiện tại đang áp dụng tại Điện lực

2.6.1 Giới thiệu về các phần mềm hỗ trợ:

2.5.1.1 Phần mềm giao nhận điện năng:

Chương trình giao nhận điện năng sẽ đồng bộ dữ liệu từ các chương trình

khác để hổ trợ việc tính toán tổn thất điện năng, bao gồm:

Dữ liệu điện năng nhận lưới hàng tháng

Dữ liệu điện năng thương phẩm từ chương trình quản lý khách hàng (CMIS 2.0)

Dữ liệu thông số TBA, MBA từ chương trình quản lý kỹ thuật

Dữ liệu các thông số A, U, I, P, Q, Cosφ của đầu xuất tuyến, TBA từ chương trình đo ghi từ xa (AMISS)

Tổn thất = Tổng điện nhận – Tổng điện giao (kWh)

2.5.1.2 Phần mềm kiểm tra giám sát mua bán điện:

Phần mềm kiểm tra giám sát mua bán điện do Tổng Công ty Điện lực miền Nam xây dựng, khai thác cơ sở dữ liệu từ chương trình CMIS Phần mềm kiểm tra giám sát mua bán điện có các chức năng tổng hợp báo cáo như: Vi phạm sử dụng điện, hiệu suất trạm công cộng…

2.5.1.3 Phần mềm quản lý khách hàng (CMIS):

Phần mềm CMIS (Customer Management Information System) là phần mềm quản lý thông tin khách hàng do tập đoàn Điện lực Việt Nam xây dựng Phần mềm gồm một số phân hệ sau: quản lý cấp điện, quản lý ghi chỉ số và lập hóa đơn, quản

lý đo đếm, quản lý tổn thất, báo cáo tổng hợp…

2.5.1.4 Phần mềm quản lý kỹ thuật lưới điện phân phối (GIS)

Phần mềm quản lý kỹ thuật lưới điện phân phối (GIS) do Tổng công ty Điện lực miền Nam phát triển Cơ sở dữ liệu sử dụng trong phần mềm GIS gồm phần dữ liệu không gian và phi không gian

Dữ liệu phi không gian: dùng lưu trữ các số liệu, dữ liệu mô tả các nghiệp vụ, các yêu cầu quản lý

Dữ liệu không gian: thể hiện vị trí hình ảnh để biết thông tin cần quản lý ở đâu, tình trạng lưới điện hiện tại

Các module của chương trình: Chức năng phân quyền; Chức năng tạo người dùng và quản lý danh sách người dùng; Chức năng thống kê số lần đăng nhập; Chức năng xem bản đồ; Chức năng quản lý tài sản; Chức năng quản lý vận hành; Chức năng ghi sổ trực, phiếu thao tác, phiếu công tác, lệnh công tác; Chức năng kế hoạch công tác tuần; Chức năng cập nhật các phiếu kiểm tra theo quy định của EVNSPC; Chức năng thống kê tải của các TBA; Chức năng theo dõi phụ tải đầu các xuất tuyến; Chức năng thống kê, thống kê thiết bị điều chuyển, thống kê đường dây, thống kê vật tư thiết bị trên lưới, thống kê TBA Và MBA