ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC QUẢNG NINH, TỈNH QUẢNG BÌNH 1 LUẬN VĂN THẠC SĨ

Trong đề tài này, dựa trên cơ sở nghiên cứu lý thuyết về các giải pháp giảm tổn thất điện năng kết hợp với sử dụng các phần mềm ứng dụng để phân tích tổn thất điện năng hiện tại trên lướ

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

LÊ KHÁNH DUY

ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

ĐIỆN LỰC QUẢNG NINH, TỈNH QUẢNG BÌNH

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: 8520201

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Người hướng dẫn khoa học: TS TRẦN TẤN VINH

Đà Nẵng - Năm 2018

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi

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

Tác giả luận văn

LÊ KHÁNH DUY

LỜI CAM ĐOAN

MỤC LỤC

TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT & TIẾNG ANH

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT

DANH MỤC CÁC BẢNG

DANH MỤC CÁC HÌNH

MỞ ĐẦU 1

1 Lý do chọn đề tài 1

2 Mục đích nghiên cứu 1

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu 2

4 Phương pháp nghiên cứu 2

5 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài 3

6 Cấu trúc của luận văn 3

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC QUẢNG NINH - TỈNH QUẢNG BÌNH 4

1.1 TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC QUẢNG NINH 4

1.2 THỰC TRẠNG TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC QUẢNG NINH 5

1.2.1 Tổn thất điện năng hiện trạng 5

1.2.2 Công tác quản lý kỹ thuật và quản lý vận hành để giảm TTĐN 7

1.2.3 Công tác quản lý kinh doanh, kiểm tra sử dụng điện để giảm TTĐN 8

1.3 CÁC YẾU TỐ ẢNH HƯỞNG ĐẾN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC QUẢNG NINH 9

1.3.1 Tổn thất công suất trên lưới điện phân phối 9

1.3.2 Tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối 10

1.4 KẾT LUẬN CHƯƠNG 1 12

CHƯƠNG 2 CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 14

2.1 CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT CÔNG SUẤT VÀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG 14

2.1.1 VAI TRÒ, Ý NGHĨA CỦA BÀI TOÁN XÁC ĐỊNH TTCS, TTĐN 14

2.1.2 Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số TTCS và TTĐN trong hệ thống cung cấp điện 16

2.1.3 Tính toán tổn thất công suất trong quản lý vận hành 21

2.1.4 Tính toán tổn thất điện năng trong hệ thống cung cấp điện 23

2.2 PHẦN MỀM PSS/ADEPT VÀ CÁC BÀI TOÁN TÍNH TOÁN 32

2.2.1 Giới thiệu chương trình PSS/ADEPT 32

2.3 KẾT LUẬN CHƯƠNG 2 38

CHƯƠNG 3 TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HIỆN TRẠNG CỦA ĐIỆN LỰC QUẢNG NINH 39

3.1 HIỆN TRẠNG CẤP ĐIỆN KHU VỰC HUYỆN QUẢNG NINH 39

3.1.1 Đặc điểm kết lưới của lưới điện phân phối Quảng Ninh 39

3.1.2 Khối lượng đường dây và trạm biến áp: 39

3.2 TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HIỆN TRẠNG ĐIỆN LỰC QUẢNG NINH 41

3.2.1 Số liệu đầu vào tính toán TTĐN 41

3.2.2 Tính toán TTĐN lưới điện phân phối Huyện Quảng Ninh 44

3.3 KẾT LUẬN CHƯƠNG 3 47

CHƯƠNG 4 CÁC GIẢI PHÁP NHẰM GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC QUẢNG NINH - TỈNH QUẢNG BÌNH 48

4.1 CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TTĐN LƯỚI ĐIỆN QUẢNG NINH 48

4.1.1 Giảm tổn thất điện năng đối với tổn thất điện năng kỹ thuật 48

4.1.2 Giảm tổn thất điện năng đối với tổn thất điện năng phi kỹ thuật 48

4.1.3 Phân tích các giải pháp giảm TTĐN lưới điện Quảng Ninh 49

4.1.4 Các tiêu chí để lựa chọn phương án vận hành hợp lý LĐPP 53

4.1.5 Phương án 1 54

4.1.6 Phương án 2 62

4.2 TÍNH TOÁN HIỆU QUẢ SAU KHI ÁP DỤNG PHƯƠNG ÁN 2 68

4.2.1 Tính lượng tổn thất điện năng giảm hàng năm 68

4.2.2 Giá trị làm lợi hàng năm 69

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 70

TÀI LIỆU THAM KHẢO 71 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

ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC

QUẢNG NINH, TỈNH QUẢNG BÌNH

Học viên: Lê Khánh Duy Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: 8520201 Khoá: 34 Trường Đại học Bách Khoa - ĐHĐN

Tóm tắt - Giảm tổn thất điện năng là một trong những mục tiêu quan trọng trong sản xuất

và kinh doanh điện Ở nước ta, trong những năm gần đây nhu cầu về điện ngày càng gia tăng, trong khi đó hệ thống lưới điện đã vận hành lâu năm với việc xây dựng không đồng nhất và chưa tính toán cập nhật thường xuyên dẫn đến tổn thất điện năng đáng kể ở nhiều khu vực trong hệ thống điện Do vậy, việc tính toán đưa ra các giải pháp giảm tổn thất điện năng để nâng cao hiệu quả vận hành các lưới điện hiện hữu là rất cần thiết Trong đề tài này, dựa trên cơ sở nghiên cứu lý thuyết về các giải pháp giảm tổn thất điện năng kết hợp với sử dụng các phần mềm ứng dụng để phân tích tổn thất điện năng hiện tại trên lưới điện phân phối của Điện lực huyện Quảng Ninh, và dựa trên đánh giá những ưu, khuyết điểm về các giải pháp giảm tổn thất điện năng mà Điện lực Quảng Ninh đang áp dụng, một số giải pháp giảm tổn thất điện năng được lựa chọn Kết quả tính toán đạt được thể hiện được tính hiệu quả của giải pháp được đề xuất

Từ khóa - Tổn thất điện năng; lưới điện phân phối; bù công suất phản kháng; tụ bù; Điện

lực Quảng Ninh

PROPOSE SOLUTIONS TO REDUCE POWER LOSS FOR

DISTRIBUTION SYSTEM OF QUANG NINH DISTRICT, QUANG BINH

PROVINCE Abstract - Reducing power loss is one of the important goals in the production and sale of

electricity In our country, in recent years, the electricity demand has been increasing, while the power grid has been running for a long time with inconsistent construction and irregular update and calculation, resulting in significant loss of power in several areas in the system Therefore, calculating to propose solutions for reducing power losses and improving the efficiency of operation of existing grids is very necessary In this thesis, based on theoretical research on solutions for reducing power losses combined with the use of application software to analyze the current power losses on the power grid of Quang Ninh Power Company, and based on the assessment of the advantages and disadvantages of solutions to reduce power losses that Quang Ninh Power Company is applying, some solutions to reduce power loss are chosen Obtained results indicate the effectiveness of the proposed solutions

Key words - Power loss; distribution system; reactive power compensation; capacitor;

Quang Ninh Power Company

Pmin Công suất nhỏ nhất

Pmax Công suất lớn nhất

TU Biến áp đo lường

TI Biến dòng đo lường

Bảng 1.1: Kết quả SXKD năm 2017 và 7 tháng đầu năm 2018 5

Bảng 1.2: Tổn thất điện năng năm 2017 6

Bảng 1.3: Tổn thất điện năng các tháng đầu năm 2018 6

Bảng 1.4: Số liệu tổn thất các cấp điện áp năm 2017 và các tháng đầu năm 2018 6

Bảng 1.5: Mức mang tải các TBA 7

Bảng 1.6: Điện áp tại các TBA 110kV 7

Bảng 1.7: Số liệu về thực hiện độ tin cậy 7 tháng đầu năm 2018 8

Bảng 1.8: Tỷ trọng thương phẩm 7 tháng đầu năm 2018 theo thành phần phụ tải 8

Bảng 2.1: Định nghĩa các chỉ số kinh tế trong PSS/ADEPT 35

Bảng 3.1: Thông tin lưới điện XT472/Đồng Hới (E2) 40

Bảng 3.2: Thông tin lưới điện 472/Áng Sơn 40

Bảng 3.3: Thông tin lưới điện 474/Áng Sơn 40

Bảng 3.4: TTCS và TTĐN trên các xuất tuyến vào mùa nắng 45

Bảng 3.5: TTCS và TTĐN trên các xuất tuyến vào mùa mưa 46

Bảng 3.6: Bảng tổng hợp TTĐN Điện lực Quảng Ninh trong cả năm 47

Bảng 4.1: Vị trí điểm mở tối ưu của phương thức vận hành tối ưu (PA1) 57

Bảng 4.2: Tổn thất công suất trên các xuất tuyến trước khi tái cấu trúc lưới 57

Bảng 4.3: Tổn thất công suất trên các xuất tuyến sau khi tái cấu trúc lưới 59

Bảng 4.4: Tổn thất công suất giảm được sau tái cấu trúc lưới 59

Bảng 4.5 Kết quả xác định vị trí bù và dung lượng bù của các xuất tuyến 61

Bảng 4.6 Kết quả tổn thất công suất sau khi bù của các xuất tuyến 61

Bảng 4.7: Kết quả xác định vị trí và dung lượng từng vị trí bù của các xuất tuyến 63

Bảng 4.8: Kết quả tổn thất công suất sau khi bù của các xuất tuyến 64

Bảng 4.9: Vị trí điểm mở tối ưu của phương thức vận hành tối ưu 67

Bảng 4.10: Tổn thất công suất giảm được sau tái cấu trúc lưới TOPO 68

Hình 1.1: Bản đồ vị trí địa lý huyện Quảng Ninh 5

Hình 1.2: Bản đồ các xã thuộc huyện Quảng Ninh 10

Hình 2.1: Sơ đồ thuật toán của phương pháp Newton 22

Hình 2.2: Đồ thị phụ tải chữ nhật hóa 24

Hình 2.3: Đồ thị phụ tải hình thang hóa 24

Hình 2.4: Biểu đồ TTCS và xác định TTĐN sử dụng đường cong tổn thất 29

Hình 2.5: Đường cong tổn thất 30

Hình 2.6: Thuật toán xác định điểm mở tối ưu (TOPO) 34

Hình 2.7: Hộp thoại cài đặt các chỉ số kinh tế khi chạy CAPO của PSS/ADEPT 35

Hình 3.1: Chương trình DSPM (MDMS) để lấy số liệu 42

Hình 3.2: Đồ thị phụ tải xuất tuyến 472/E2 42

Hình 3.3: Đồ thị phụ tải xuất tuyến 472/Áng Sơn 43

Hình 3.4: Đồ thị phụ tải xuất tuyến 474Áng Sơn 43

Hình 4.1: Sơ đồ kết lưới xuất tuyến 472/AS và 472/E2 58

Hình 4.2: Sơ đồ kết lưới xuất tuyến 472/AS và 474/AS 60

MỞ ĐẦU

1 Lý do chọn đề tài

Chỉ tiêu Tổn thất điện năng là một trong những chỉ tiêu quan trọng trong hoạt động SXKD của Điện lực Quảng Ninh nói riêng và của Công ty Điện lực Quảng Bình nói chung Theo lộ trình đến năm 2020 của EVN và của EVNCPC chỉ tiêu tổn thất điện năng ngày càng trở nên chú trọng, nó thể hiện mức độ tối ưu của các thiết bị cấp điện, chế độ vận hành lưới điện hợp lý Các tổn hao trong lưới điện ngày càng tiệm cận với tổn hao kỹ thuật, chất lượng thiết bị ngày càng được nâng cao

Việc phân tích, đề xuất các giải pháp để giảm tổn thất điện năng đang là mục tiêu của Tổng Công ty Điện lực Miền Trung nói chung và Điện lực Quảng Ninh nói riêng, đặc biệt trong bối cảnh hệ thống đang mất cân đối về lượng cung cầu điện năng như nước ta hiện nay Việc giảm tối đa một lượng điện phải hao tổn khi truyền tải trên đường dây và thiết bị giúp cho nguồn cung đỡ bị hụt đi, lượng điện tổn thất khi giảm được nếu đem quy đổi ra điện thương phẩm sẽ thu về được một khoản kinh phí đáng

kể cho ngành Điện, đặc biệt là trong kinh doanh điện Tại các TBA phân phối, khi TTĐN giảm đi tối đa tức là điện áp tại các điểm cuối nguồn được đảm bảo, dẫn đến chất lượng điện năng cung cấp cho khách hàng được nâng cao

Lưới điện phân phối là khâu cuối cùng của hệ thống điện, đưa điện năng trực tiếp đến hộ tiêu thụ Điện lực Quảng Ninh phải luôn tìm cách đảm bảo việc cung cấp điện liên tục an toàn, đồng thời nâng chất lượng điện năng trên lưới điện phân phối để giảm chi phí sản xuất kinh doanh tăng lợi nhuận trong kinh doanh Để thỏa mãn đồng thời hai mục tiêu trên, Điện lực cùng với Công ty phải tìm các biện pháp khác nhau để thực hiện, từ các giải pháp kỹ thuật đến các giải pháp phi kỹ thuật

Xuất phát từ thực tế đó, việc phân tích, đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng để áp dụng vào cho lưới điện phân phối huyện Quảng Ninh là rất cần thiết cho công tác sản xuất và kinh doanh của đơn vị

2 Mục đích nghiên cứu

- Khảo sát chế độ làm việc và số liệu về TTĐN qua các năm của lưới điện huyện Quảng Ninh - tỉnh Quảng Bình

- Tính toán và phân tích các chỉ tiêu TTĐN của lưới điện hiện trạng

- Đề xuất các giải pháp nhằm giảm TTĐN lưới điện Điện lực Quảng Ninh - tỉnh Quảng Bình

- Đề tài sẽ sử dụng phần mềm tính toán lưới điện PSS/ADEPT và tính toán tổn thất lưới điện hạ thế chia ra mùa mưa và mùa khô để kiểm tra tính chính xác và áp dụng vào thực tế

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

a Đối tượng nghiên cứu:

- Lưới điện phân phối khu vực huyện Quảng Ninh - tỉnh Quảng Bình

- Các thông số về sản lượng thanh cái, thương phẩm, điện tổn thất qua các năm

- Phần mềm PSS/ADEPT và mô hình tính toán tổn thất lưới điện hạ thế chia ra mùa mưa và mùa khô

- Đề xuất kết nối mạch vòng, xây dựng thêm các TBA 110kV để tối ưu cấp điện

và giảm TTĐN

- Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT và mô hình tính toán tổn thất lưới điện hạ thế chia ra mùa mưa và mùa khô để tiến hành phân tích, tính toán và đưa ra giải pháp giảm TTĐN tối ưu

4 Phương pháp nghiên cứu

Kết hợp lý thuyết với thực nghiệm

* Phương pháp nghiên cứu lý thuyết:

- Nghiên cứu cơ sở lý thuyết về tính toán tổn thất công suất và điện năng trên lưới phân phối

- Nghiên cứu các giải pháp giảm tổn thất điện năng trên lưới phân phối

+ Điều tra, thu thập dữ liệu:

- Tìm hiểu về đặc điểm kinh tế xã hội và kết cấu lưới điện hiện trạng trên địa bàn khu vực Quảng Ninh

- Thu thập dữ liệu và các thông số vận hành thực tế của lưới điện phân phối do Điện lực Quảng Ninh quản lý qua chương trình DSPM, SPIDER

* Xử lý số liệu:

- Phân tích dữ liệu phụ tải để xây dựng các dạng đồ thị phụ tải điển hình phục

vụ bài toán tính tổn thất công suất bằng phần mềm PSS/ADEPT

* Tính toán mô phỏng:

- Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính toán tổn thất lưới điện hạ thế

- Phân tích các chỉ số TTĐN của thực tế đang vận hành so với tổn thất tính toán

- Tính toán các pháp nhằm giảm TTĐN lưới điện phân phối Điện lực Quảng Ninh - tỉnh Quảng Bình bằng các modul CAPO, TOPO của phần mềm PSS/ADEPT

5 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài

Giảm TTĐN là nhiệm vụ trọng tâm của ngành Điện, được tập trung chỉ đạo thực hiện, với các chỉ tiêu, nhiệm vụ cụ thể cho từng Đơn vị thành viên Mục tiêu này nằm trong nỗ lực chung của ngành Điện cũng như các đơn vị thành viên nhằm nâng cao hiệu quả hoạt động SXKD của doanh nghiệp, đáp ứng các yêu cầu cấp bách cũng như những mục tiêu trung và dài hạn mà Tập đoàn Điện lực Việt Nam yêu cầu với Tổng Công ty Điện lực Miền Trung

Với việc nghiên cứu của đề tài đặt trọng tâm vào việc phân tích, tính toán, đánh giá và đưa ra các giải pháp giảm TTĐN Đề tài sẽ góp phần quan trọng trong công tác sản xuất kinh doanh của Điện lực Quảng Ninh, Công ty Điện lực Quảng Bình, góp phần giảm lượng điện năng bị hao tổn vô ích, nâng cao chất lượng điện năng, đóng góp chung vào sự phát triển kinh tế - xã hội của đất nước

6 Cấu trúc của luận văn

Đề tài được phân thành 4 chương với các nội dung như sau:

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

Quảng Ninh - Tỉnh Quảng Bình

Chương 2: Các phương pháp tính toán tổn thất điện năng của lưới điện phân

phối

Chương 3: Tính toán tổn thất điện năng lưới điện phân phối hiện trạng của Điện

lực Quảng Ninh

Chương 4: Các giải pháp nhằm giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối

Điện lực Quảng Ninh - Tỉnh Quảng Bình

Kết luận và kiến nghị

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

ĐIỆN LỰC QUẢNG NINH - TỈNH QUẢNG BÌNH

Điện lực Quảng Ninh là một trong 7 điện lực thuộc Công ty Điện lực Quảng Bình, trực thuộc Tổng Công ty Điện lực Miền Trung (EVNCPC), thực hiện nhiệm vụ sản xuất kinh doanh điện năng trên địa bàn huyện Quảng Ninh - tỉnh Quảng Bình, với mục tiêu đảm bảo cung cấp điện chất lượng, ổn định cho các hoạt động kinh tế - xã hội, an ninh - quốc phòng trên địa bàn của huyện

Địa bàn quản lý của Điện lực Quảng Ninh chủ yếu ở huyện Quảng Ninh và xã Hồng Thủy - huyện Lệ Thủy bao gồm: 15 xã trong đó 14 xã thuộc huyện Quảng Ninh,

01 xã Hồng Thủy thuộc huyện Lệ Thủy Do kết cấu lưới điện và phân vùng quản lý phù hợp với thực tế địa lý nên có xã Trường Sơn ở trên địa bàn huyện Quảng Ninh nhưng điện lực Đồng Hới quản lý

Quy mô: Đường dây trung áp 22kV tổng chiều dài 222,743 km (bao gồm 03 xuất tuyến 472 và 474 Áng Sơn, 472 Đồng Hới) Đường dây hạ áp: 333,668 km Trạm biến áp phân phối: 202 trạm biến áp với tổng dung lượng 38.802,5 KVA, trong đó tài sản ngành Điện 155 TBA với dung lượng 24.317,5 KVA Tụ bù trung áp: 04 cụm với tổng dung lượng 1.200 kVAr Tụ bù hạ áp: 215 cụm với tổng dung lượng 8.892 kVAr, trong đó tài sản ngành Điện là 171 cụm với dung lượng 3.075 kVAr Thiết bị đóng cắt gồm: 22 cái trong đó có 8 máy cắt và 14 LBS

Phụ tải điện của Điện lực Quảng Ninh gồm nhiều thành phần từ sinh hoạt, công nghiệp xây dựng, thương nghiệp, khách sạn, nhà hàng, nông nghiệp… với tổng số 29.036 khách hàng

Năm 2017: Sản lượng điện thanh cái là 59.878.676 kWh, sản lượng điện thương phẩm đạt 57.599.035 kWh Tổn thất điện năng thực hiện 6,69% trong đó tổn thất lưới 22kV là 3,3%, lưới 0,4kV là 4,31%

Hình 1.1 Bản đồ vị trí địa lý huyện Quảng Ninh

ĐIỆN LỰC QUẢNG NINH

1.2.1 Tổn thất điện năng hiện trạng

Kết quả thực hiện công tác kinh doanh và dịch vụ khách hàng trong năm 2017 và

7 tháng đầu năm 2018 như sau:

Bảng 1.1: Kết quả SXKD năm 2017 và 7 tháng đầu năm 2018

Lũy kế 7T 2018

SS 7T cùng kỳ KH (%) SS với Thương

- Thống kê số liệu tổn thất từng tháng và lũy kế của năm 2017 và 7 tháng đầu năm 2018 của các đường dây trung áp và trạm biến áp công cộng (có tổn thất > 5%) Phân tích nguyên nhân các đường dây trung áp, TBA công cộng có tổn thất cao:

Bảng 1.2: Tổn thất điện năng năm 2017

- Số liệu TTĐN các TBA công cộng lũy kế 7 tháng đầu năm 2018:

+ Số TBA công cộng TTĐN dưới 5%, có 109 trạm, chiếm 80,1%;

+ Số TBA công cộng TTĐN từ 5-7%, có 24 trạm, chiếm 17,6%;

+ Số TBA công cộng TTĐN từ 7-8%, có 3 trạm, chiếm 2,3%;

- Công tác theo dõi, phân tích và thực hiện quản lý TTĐN theo các cấp điện áp: cao áp, trung áp, hạ áp:

Bảng 1.4: Số liệu tổn thất các cấp điện áp năm 2017 và các tháng đầu năm 2018

TT Điện lực Quảng Ninh Lũy kế

2018

Cùng kỳ

2017

Tăng giảm so với 2017

đương 0,12% Nếu tính phần này vào thì tỷ lệ TTĐN cấp 22 kV 5 tháng thấp hơn cùng

kỳ 2017 là 0,16 %

- Đối với lưới điện 0,4 kV: nhờ các công trình XDCB, cải tạo lưới điện trong năm 2017; thay thế 8.258 công tơ điện tử các loại (5 tháng đầu năm 2018 lắp thêm 2.568 công tơ điện tử); công tác kiểm tra lưới điện, cân pha, san tải… được thực hiện thường xuyên nên tỷ lệ TTĐN giảm rỏ rệt

1.2.2 Công tác quản lý kỹ thuật và quản lý vận hành để giảm TTĐN

* Tiến độ lắp tụ bù năm 2018:

Năm 2018 Điện lực chỉ có kế hoạch bù hạ thế, không có bù trung thế Tiến độ đến tháng 11 năm 2018 sẽ có vật tư và tụ bù để lắp lên lưới

Tổng dung lượng bù hạ thế năm 2018: 23 cụm với tổng dung lượng 520kVAr

* Tình hình vận hành lưới điện năm 2017 và 7 tháng đầu năm 2018: Công suất tải: Pmax, Pmin; số lượng các đường dây, trạm biến áp mang tải cao/ thấp:

Toàn Điện lực có 03 xuất tuyến trung thế chính:

Xuất tuyến 472E2: Pmax: 2,7MW; Pmin: 1,3MW

Xuất tuyến 472Áng Sơn: Pmax: 5,5MW; Pmin: 2,6MW

Xuất tuyến 474 Áng Sơn: Pmax: 3,6MW; Pmin: 1,9MW

Bảng 1.5: Mức mang tải các TBA

Mức mang tải ≥ 90% 50- 90% 30-50% 15-30% <15%

Có một số trạm bơm

VH theo mùa vụ

- Công tác đảm bảo điện áp nút tại thanh cái trung áp tại các TBA 110 kV luôn được đảm bảo, cụ thể:

Bảng 1.6: Điện áp tại các TBA 110kV

Đồng Hới 23,5÷23,8

* Công tác giảm sự cố để giảm TTĐN do phóng điện, ngắn mạch chạm chập:

Các chỉ số SAIDI, SAIFI của sự cố năm 2017 giảm so với năm 2016, riêng chỉ số MAIFI năm 2017 lại tăng cao hơn năm 2016 (5,895/3,321)

- Chỉ số MAIFI: Toàn Điện lực thực hiện có chỉ số MAIFI do sự cố là 5,895 lần/KH, chỉ số này còn cao nguyên nhân là do số xuất tuyến 22kV tại trạm 110kV ít (3 XT), đường dây 22kV dài, khách hàng tập trung trên một XT quá nhiều, điển hình là XT 472/Áng Sơn (chiếm 65% khách hàng của toàn Điện lực)

Bảng 1.7: Số liệu về thực hiện độ tin cậy 7 tháng đầu năm 2018

Tháng Sự cố 0,4-35kV CTBTBD 0,4-35kV Tổng hợp SC+BTBD

MAIFI SAIDI SAIFI MAIFI SAIDI SAIFI MAIFI SAIDI SAIFI Tháng 1 0,305 2,942 0,073 0 58,873 0,229 0,305 61,815 0,302 Tháng 2 0,811 0,469 0,015 0 6,261 0,134 0,811 6,73 0,149 Tháng 3 1,427 4,197 0,254 0 58,612 0,485 1,427 62,809 0,739 Tháng 4 0,988 7,247 0,079 0 1,365 0,105 0,988 8,612 0,184 Tháng 5 1,579 7,469 0,224 0 12,784 0,193 1,579 20,253 0,417 Tháng 6 2,405 16,891 0,266 0 53,128 0,25 2,405 70,019 0,516 Tháng 7 3,093 1,959 0,058 0 1,099 0,011 3,093 3,058 0,069

Lũy kế 10,608 41,174 0,969 0 192,122 1,407 10,608 233,296 2,376

Qua số liệu thống kê ở bảng trên cho thấy: 7 tháng đầu năm 2018 các chỉ số độ tin cậy về sự cố tăng hơn so với cùng kỳ năm 2017, nguyên nhân do diễn biến thời tiết bất thường nên sự cố 7 tháng đầu năm 2018 tăng cao hơn so với 7 tháng đầu năm 2017 Về BTBD thì 7 tháng đầu năm 2018 công tác ít hơn năm 2017 nên các chỉ số ĐTC thấp hơn

1.2.3 Công tác quản lý kinh doanh, kiểm tra sử dụng điện để giảm TTĐN

- Khối lượng công tơ mua bán điện tới thời điểm hiện tại: Tổng số công tơ 28.898 cái Công tơ 1 pha 27.733 cái, công tơ 3 pha 1.165 cái, trong đó:

+ Công tơ điện tử 1 pha 19.680 cái

+ Công tơ điện tử 3 pha 1 biểu giá 885 cái

+ Công tơ điện tử 3 pha nhiều biểu giá 107 cái

Bảng 1.8: Tỷ trọng thương phẩm 7 tháng đầu năm 2018 theo thành phần phụ tải

TT Thành phần phụ tải Sản lượng (kWh) Tỷ trọng (%)

1 Nông, lâm nghiệp, thuỷ sản 1.449.236 6,39

2 Công nghiệp, Xây dựng 6.551.846 28,88

3 Thương nghiệp, khách sạn, nhà hàng 555.149 2,45

4 Quản lý, tiêu dùng 13.429.295 59,19

- Kết quả thay thế định kỳ TBĐĐ: thực hiện tốt theo luật đo lường, không để thiết bị đo đếm bán điện hết hạn kiểm định vận hành trên lưới Kết quả thay thế thiết bị

đo đếm đến hạn kiểm định cụ thể:

+ Năm 2017: 869 công tơ 1 pha, 405 công tơ 3 pha (71 công tơ nhiều biểu giá),

36 cái TI, 3 TU

+ Năm 2018: 276 công tơ 1 pha, 213 công tơ 3 pha (21 công tơ nhiều biểu giá),

- Công tác xử lý sai sót, công tơ kẹt, cháy, truy thu điện năng: qua kiểm tra, các trường hợp công tơ hỏng hóc, cháy đều được tính toán truy thu sản lượng không qua

đo đếm theo quy định Trong 5 tháng đầu năm 2018, thực hiện truy thu 24 trường hợp công tơ cháy hỏng với tổng số 1.481 kWh và 4.752.228 đồng

- Kết quả kiểm tra sử xử lý vi phạm sử dụng điện và truy thu điện năng:

+ Trong năm 2017: Thực hiện 7.423 lượt kiểm tra sử dụng điện, phát hiện 275 vụ

vi phạm sử dụng điện, trong đó có 4 vụ trộm cắp điện, truy thu 1.950kWh và 31.217.303 đồng Tổng số tiền phạt vi phạm hành chính 3.000.000đ Số còn lại là 202

vụ vi phạm giá và 69 vụ vi phạm khác

+ Tính đến ngày 31/5/2018, đã thực hiện 2.790 lượt kiểm tra, phát hiện và xử lý

182 vụ vi phạm sử dụng điện, trong đó 4 vụ trộm cắp điện, truy thu 5.772 kWh và 29.583.201đ, tổng số tiền phạt vi phạm hành chính là 19.500.000 Còn lại 79 vụ vi phạm giá điện và 99 vụ vi phạm khác

ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC QUẢNG NINH

1.3.1 Tổn thất công suất trên lưới điện phân phối

Tổn thất công suất bao gồm tổn thất công suất tác dụng và tổn thất công suất phản kháng Tổn thất công suất phản kháng do từ thông rò và gông từ trong các máy biến áp và cảm kháng trên đường dây Tổn thất công suất phản kháng chỉ làm lệch góc

và ít ảnh hưởng đến tổn thất điện năng Tổn thất công suất tác dụng có ảnh hưởng đáng

kể đến tổn thất điện năng Mỗi phần tử của lưới điện có đặc điểm riêng, do đó tổn thất trong chúng là không như nhau, chúng ta chỉ xét các quá trình xảy ra với lưới phân phối có cấp điện áp 22kV trở xuống, tổn thất công suất chủ yếu do tỏa nhiệt hoặc quá trình biến đổi điện từ gây nên

Hình 1.2 Bản đồ các xã thuộc huyện Quảng Ninh

1.3.2 Tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối

Tổn thất điện năng trên lưới điện là lượng điện năng tiêu hao cho quá trình truyền tải và phân phối điện khi tải điện từ ranh giới giao nhận với các nhà máy phát điện qua lưới điện truyền tải, lưới điện phân phối đến các hộ tiêu thụ điện Tổn thất điện năng còn được gọi là điện năng dùng để truyền tải và phân phối điện Trong hệ thống điện, tổn thất điện năng phụ thuộc vào đặc tính của mạch điện, lượng điện truyền tải, khả năng của hệ thống và vai trò của công tác quản lý

Tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối bao gồm tổn thất điện năng phi kỹ thuật (tổn thất thương mại) và tổn thất điện năng kỹ thuật:

a Tổn thất điện năng phi kỹ thuật

Tổn thất điện năng phi kỹ thuật phụ thuộc vào cơ chế quản lý, quy trình quản lý hành chính, hệ thống công tơ đo đếm và ý thức của người sử dụng, tổn thất điện năng phi kỹ thuật cũng một phần chịu ảnh hưởng của năng lực và công cụ quản lý của bản

thân các công ty điện lực, trong đó có phương tiện máy móc, máy tính, phần mềm quản lý

Tổn thất điện năng phi kỹ thuật bao gồm các dạng tổn thất như sau:

- Các thiết bị đo đếm như công tơ, TU, TI không phù hợp với tải có thể quá lớn hay quá nhỏ hoặc không đạt cấp chính xác yêu cầu, hệ số nhân của hệ thống đo không đúng, các tác động làm sai lệch mạch đo đếm điện năng, gây hỏng hóc công tơ, các mạch thiết bị đo lường…

- Sai sót khâu quản lý: TU mất pha, TI, công tơ hỏng chưa kịp xử lý, thay thể kịp thời, không thực hiện đúng chu kỳ kiểm định và thay thế công tơ định kỳ theo quy định của pháp lệnh đo lường, đấu nhầm, đấu sai sơ đồ đấu dây… là các nguyên nhân dẫn đến đo đếm không chính xác gây tổn thất điện năng

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

- Không thanh toán hoặc chậm thanh toán hóa đơn tiền điện

- Sai sót thống kê phân loại và tính hóa đơn khách hàng

- Sai sót trong khâu tính toán xác định tổn thất kỹ thuật

b Tổn thất điện năng kỹ thuật

Tổn thất điện năng kỹ thuật trên lưới điện phân phối chủ yếu trên dây dẫn và các máy biến áp phân phối

Tổn thất kỹ thuật có các nguyên nhân chủ yếu như sau:

- Đường dây quá dài, bán kính cấp điện lớn, tiết diện dây dẫn quá nhỏ, đường dây bị xuống cấp, không được cải tạo nâng cấp, trong quá trình vận hành làm tăng nhiệt độ dây dẫn, điện áp giảm dưới mức cho phép và tăng tổn thất điện năng trong dây dẫn

- Máy biến áp vận hành non tải hoặc không tải lớn hơn so với điện năng sử dụng, mặt khác tải thấp sẽ không phù hợp với hệ thống đo đếm dẫn tới tổn thất điện năng cao

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

- Tổn thất do thiết bị cũ, lạc hậu: Các thiết bị cũ thường có hiệu suất thấp máy biến áp là loại có tỷ lệ tổn thất cao hoặc vật liệu lõi từ không tốt dẫn đến sau một thời gian vận hành tổn thất có xu hướng tăng lên

- Nhiều thành phần sóng hài của các phụ tải công nghiệp tác động vào các cuộn dây máy biến áp làm tăng tổn thất

- 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

- Đối với hệ thống nối đất trực tiếp, nối đất lặp lại không tốt dẫn đến tổn thất điện năng sẽ cao

- Hành lang tuyến không đảm bảo: Không thực hiện tốt việc phát quang, cây mọc chạm vào đường dây gây dòng rò hoặc sự cố

- Hiện tượng quá bù, hoặc vị trí và dung lượng bù không hợp lý

- Tính toán phương thức vận hành không hợp lý, để xảy ra sự cố để dẫn đến phải

sử dụng phương thức vận hành bất lợi dẫn đến tổn thất điện năng cao

- Vận hành không đối xứng liên tục dẫn đến tăng tổn thất trên dây trung tính, dây pha và cả trong máy biến áp, đồng thời cũng gây quá tải ở pha có dòng điện lớn

- Vận hành với hệ số cosφ thấp do phụ tải có hệ số cosφ thấp, thực hiện lặp đặt

và vận hành tụ bù không phù hợp cosφ thấp dẫn đến tăng dòng điện truyền tải hệ thống

và tăng tổn thất điện năng

- Các điểm tiếp xúc, các mối nối tiếp xúc kém nên làm tăng nhiệt độ, tăng tổn thất điện năng

- Hiện tượng vầng quang điện: Đối với đường dây điện áp cao từ 115kV trở lên xuất hiện tượng vầng quang điện gây tổn thất điện năng

- Chế độ sử dụng điện không hợp lý: Công suất sử dụng của nhiều phụ tải có sự chênh lệch quá lớn giữa giờ cao điểm và thấp điểm gây khó khăn cho công tác vận hành

1.4 KẾT LUẬN CHƯƠNG 1

Việc nghiên cứu, áp dụng các giải pháp mới để giảm tỷ lệ TTĐN xuống mức hợp

lý đã và đang là mục tiêu của ngành điện ở tất cả các nước, đặc biệt trong bối cảnh hệ thống điện đang mất cân đối về lượng cung cầu điện năng như nước ta hiện nay Giảm TTĐN có ý nghĩa rất lớn trong vận hành lưới điện, nó bao gồm các biện pháp giảm tổn thất kỹ thuật và giảm tổn thất phi kỹ thuật Việc đầu tư phát triển mới nguồn điện, lưới điện, cải tạo nâng cấp lưới điện, đổi mới phương thức quản lý sản xuất kinh doanh, nhằm thực hiện tốt công tác giảm TTĐN trên toàn hệ thống, đảm bảo hàng năm đều giảm tỷ lệ tổn thất xuống thấp hơn kế hoạch, đảm bảo chất lượng điện năng cung cấp, tất cả đều nhằm mục tiêu nâng cao hiệu quả kinh tế hệ thống Việc xác định chính xác TTĐN có ý nghĩa quyết định, đó cũng chính là bài toán đặt ra đối với người thiết kế lưới điện mới và người làm công tác vận hành hệ thống hiện tại Mức độ TTĐN kỹ thuật lớn hay nhỏ tuỳ thuộc vào cấu trúc lưới điện, chất lượng thiết bị và phương thức vận hành hệ thống điện Tổn thất thương mại phụ thuộc

vào cơ chế, năng lực quản lý hành chính, hệ thống đo đếm và ý thức của người sử dụng

Đối với hệ thống điện đanh vận hành, các yêu cầu đặt ra để đạt mục tiêu nâng cao hiệu quả kinh tế bao gồm: vấn đề giảm TTĐN, nâng cao chất lượng điện năng và độ tin cậy cung cấp điện Qua phân tích có thể thấy thực hiện tốt công tác giảm TTĐN sẽ mang lại giá trị làm lợi to lớn, ảnh hưởng đáng kể về mặt kinh tế và góp phần giảm áp lực cung cấp điện trong điều kiện thiếu điện hiện nay Trong luận văn này tác giả sẽ đi vào nghiên cứu các giải pháp giảm TTĐN nhằm thực hiện mục tiêu quản lý năng lượng có hiệu quả, đáp ứng việc cung cấp điện liên tục, đảm bảo chất lượng cho mọi nhu cầu sử dụng điện của xã hội trên địa bàn Điện lực Quảng Ninh quản lý

Qua các thông số và biện pháp thực hiện giảm TTĐN trên lưới điện phân phối khu vực Quảng Ninh cho thấy tổn thất vẫn đang ở mức cao Vì vậy cần nghiên cứu các giải pháp cụ thể để áp dụng nhằm giảm TTĐN cho khu vực này là cần thiết

CHƯƠNG 2 CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CỦA LƯỚI

ĐIỆN PHÂN PHỐI

2.1 CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT CÔNG SUẤT VÀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG

2.1.1 VAI TRÒ, Ý NGHĨA CỦA BÀI TOÁN XÁC ĐỊNH TTCS, TTĐN 2.1.1.1 Tính toán TTCS và TTĐN trong các bài toán thiết kế hệ thống cung cấp điện

Trong quá trình thiết kế, quy hoạch hệ thống điện chúng ta thường sử dụng hàm chi phí tính toán như một tiêu chí chính để lựa chọn phương án tối ưu Hàm chi phí tính toán được viết dưới dạng đơn giản:

2 3 (2.3) max

I - dòng điện cực đại đi trên nhánh A

sử dụng các số liệu tính toán ứng với chế độ phụ tải cực đại để lựa chọn tiết điện dây, kiểm tra các điều kiện về mặt kỹ thuật, các hệ số sử dụng trong tính toán có thể được

lấy từ các sổ tay thiết kế hoặc kinh nghiệm nên dẫn đến sai số Tuy vậy điều đó không làm ảnh hưởng đáng kể đến kết quả lựa chọn phương án tối ưu

2.1.1.2 Tính toán, phân tích TTCS và TTĐN trong quản lý vận hành hệ thống cung cấp điện

Lưới điện được xây dựng trên cơ sở bài toán quy hoạch thiết kế, các phần tử của lưới được lựa chọn đồng thời trong cơ sở đảm bảo của yêu cầu kinh tế - kỹ thuật Tuy nhiên trong quá trình vận hành do sự biến động của phụ tải theo thời gian làm cho các thông số lưới thiết kế không còn phụ hợp, dẫn đến các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của lưới có thể không đạt được mong muốn như thiết kế, từ thực tế đó xuất hiện các bài toán vận hành nhằm mục đích hiệu chỉnh lại bài toán thiết kế Sự khác biệt của bài toán vận hành so với bài toán thiết kế là trên cơ sở cấu trúc lưới điện có sẵn, biết được các giá trị thông số vận hành, tiến hành tính toán kiểm tra lại các thông số chế độ của lưới đề xác định xem lưới đó có đảm bảo các yêu cầu kỹ thuật và vận hành kinh tế nữa hay không, trên cơ sở tính toán cho phép phân tích tình trạng kỹ thuật của lưới điện, đề xuất các giải pháp kỹ thuật đề nâng cao hiệu quả kinh tế Một trong những giải pháp

cơ bản là giảm TTCS, TTĐN, dễ nhận thấy rằng khi TTĐN giảm một tỷ lệ dù rất nhỏ cũng mang lại hiệu quả kinh tế to lớn, muốn đạt được điều đó cần phải có những phương pháp tính toán chính xác TTCS, TTĐN, các thông tin nhận được sẽ là cơ sở phân tích các nguyên nhân gây nên tổn thất, từ đó cho phép đề xuất các biện pháp hợp

lý, hiệu quả để giảm tổn thất

2.1.1.3 Những tồn tại trong các phương pháp tính toán TTCS và TTĐN

a Đặc điểm tính toán TTCS và TTĐN trong các bài toán quy hoạch thiết

kế và các bài toán quản lý vận hành

- Đặc điểm tính toán TTCS, TTĐN trong thiết kế:

+ Không đòi hỏi độ chính xác cao

+ Thiếu thông tin khi thực hiện tính toán (chưa có biểu đồ phụ tải, không có phương thức vận hành cụ thể…)

+ Phương pháp tính cần được sử dụng một cách dễ dàng, nhanh chóng

- Do đó có thể áp dụng các phương pháp đơn giản, độ chính không cao

- Đặc điểm tính toán TTCS, TTĐN trong quản lý vận hành:

+ Yêu cầu độ chính xác cao

+ Có đủ thông tin đề tính toán như biểu đồ phụ tải, trạng thái các trang thiết bị

bù, đầu phân áp làm việc của các máy biến áp

+ Có thời gian nghiên cưú tính toán so sánh với các số liệu thống kê đo lường

- Do đó cần áp dụng các phương pháp chính xác, xét được đầy đủ các yếu tố

b Lựa chọn và xây dựng phương pháp tính toán TTCS và TTĐN

Do tính đặc trưng của phụ tải điện, lưới điện của từng quốc gia khác nhau nên việc sử dụng phương pháp tính toán TTĐN của từng nước sẽ khác nhau, không thể áp dụng một cách áp đặt phương pháp tính toán của nước này cho nước khác, trong quá trình tư vấn thiết kế do thiếu hoặc không đầy đủ số liệu đầu vào như đồ thị phụ tải, thời gian sử dụng công suất cực đại Tmax, thời gian tổn thất công suất cực đại , mật độ dòng điện kinh tế, các quy định về chất lượng điện áp, giá trị giới hạn, nên thường lấy theo số liệu từ khâu thiết kế, mặt khác do chưa chủ động được vấn đề tài chính nên khó giải quyết đồng bộ các yêu cầu kỹ thuật, điều đó có thể làm xấu chỉ tiêu kinh tế -

kỹ thuật khi đưa lưới điện vào vận hành

Trong quá trình quản lý vận hành lưới điện đề xác định chính xác thông số vận hành, các tiêu chí kỹ thuật cũng chưa có sự thống nhất, các phương pháp đo đếm thiếu hoặc không đồng bộ, các công cụ và phương pháp tính toán để đánh giá TTCS và TTĐN là chưa có hoặc chưa hợp lý, các đơn vị điện lực quản lý vận hành lưới điện thường sử dụng các chương trình tính toán của nước ngoài mà đa số các chương trình tính đó không phụ hợp cho bài toán vận hành của mình, do đó không xác định được chính xác giá trị tổn thất, thường giá trị tổn thất được quy định cho từng đơn vị chí mang ý nghĩa chỉ tiêu kế hoạch, cho nên không phân tích được chính xác các nguyên nhân dẫn đến tổn thất trong lưới là vấn đề quan tâm hàng đầu trong công tác quản lý vận hành lưới điện

2.1.2 Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số TTCS và TTĐN trong hệ thống cung cấp điện

2.1.2.1 Quan hệ giữa các phương pháp tính toán TTCS và TTĐN

Một vấn đề cần được nêu lên đó là có hai nội dung khi phân tích tổn thất, tính toán TTCS và TTĐN đều cùng phải lựa chọn cách tính thích hợp, tính toán đúng TTCS chỉ mới là điều kiện cần để có thể tính được TTĐN, sự phụ thuộc phi tuyến (gần như bậc hai) giữa tổn thất công suất với trị số công suất phụ tải làm cho việc xác định tổn thất điện năng tương đối phức tạp, để đạt độ chính xác cao cần phải có thêm các thông tin về biểu đồ vận hành, các đặc trưng của phụ tải và cách xử lý tính toán

Đây chính là nội dung phức tạp nhất và gây nhiều tranh cãi nhất hiện nay trong việc tính toán xác định TTĐN trong LPP của nước ta, khi tính toán thiết kế, với yêu cầu độ chính xác không cao, có thể áp dụng nhiều cách tính cần đúng ngay cả khi rất thiếu thông tin, trên cơ sở giả thiết đã xác định được Pmax là TTCS ứng với chế độ phụ tải cực đại khi đó tính toán TTĐN sẽ là:

max

P

A (2.4) Cách tính này chỉ cần xác định hai đạt lượng Pmax và , trị số Pmax có thể xác định chính xác theo các chương trình tính toán đã nêu, khó khăn chính là giá trị

không thể xác định chính xác được, thường trong tính toán của chúng ta hiện nay giá trị của được xác định theo các biểu thức sau:

- Công thức kinh nghiệm:

8760 ).

10 124

, 0 ( Tmax 4 (2.5)

- Công thức Kenzevits:

max min

max

min max

max

287601

87608760

.2

P p P

p T

T

T (2.6)

- Công thức Vanlander:

2 max max

8760 87 , 0 8760 13 , 0

8760 T T (2.7)

- Tra đường cong tinh toán:

)cos,(Tmax

f (2.8) Các công thức trên chỉ là gần đúng, lấy theo thực nghiệm và tiệm cận hóa, nhất

là được xác định trên những lưới điển hình, có cấu trúc tiêu chuẩn của nước ngoài, điều này không phụ hợp cho lưới điện nước ta

a Đường dây tải điện

Thông số của đường dây gồm: điện trở, điện kháng, điện dẫn và dung dẫn hầu như phân bố đồng đều dọc theo đường dây, đối với LPP trên không khi tính toán thường bỏ qua thành phần tổng dẫn mà không gây nên sai số đáng kể

Điện trở của đường dây trên không và cáp được xác định theo vật liệu và tiết điện dây dẫn, đối với LPP thường tiết điện dây nhỏ nên có giá trị điện trở lớn, do đó tổn thất trên phần tử này là đáng kể và chiếm tỷ trọng lớn trong TTCS và TTĐN việc xác định tiết diện dây dẫn hợp lý sẽ làm giảm đáng kể tổn thất trong LPP

Đặc điểm của LPP là giá trị điện kháng x0 biến đổi không lớn, thường nằm trong khoảng 0,36-0,42 Ω/km, do đó thành phần tổn hao trên điện kháng của dây dẫn

sẽ thay đổi không đáng kể khi tiết diện dây dẫn thay đổi

TTCS trên đường dây được xác định theo biểu thức:

đd đd

đm

U

Q p

2 2

3 (2.9a)

đd đd

đm

U

Q P

2 2

R U

Q P

2

2 2 2

(2.10)

- Scu = Pcu + j Qcu : tổn thất tải thuộc công suất đi qua máy biến áp

- Pfe = Pfe + j Qfe : tổn thất không tải phụ thuộc cấu tạo máy biến áp

c Thiết bị bù

TTCS trong tụ điện gồm tổn thất trong phần cách điện và phần kim loại, khó khăn cơ bản khi chế tạo tụ điện là giải quyết vấn đề kỹ thuật trong lĩnh vực truyền nhiệt Nhiệt lượng sinh ra do tổn hao trong cách điện Do vậy các tụ điện được chế tạo với điện dung không lớn, công suất cần thiết những bộ tự điện được lựa chọn bằng cách nối tiếp hay song song các tụ riêng biệt, tổn thất CSTD trong tụ điện có thể lấy tỷ

lệ thuận với công suất định mức của chúng, tức là:

Ptụ = Prtụ Qđmtụ (2.11)

Ở đây Prtụ là suất TTCS trong tụ tính bằng [KW/KVAr]

- Đối với tụ 6-10 kV : Prtụ = 0,003[KW/KVAr]

- Đối với tụ ≤ 1000kV : Prtụ = 0,0004[KW/KVAr]

Ngày nay với kỹ thuật và công nghiệ cao các tụ điện được chế tạo có suất TTCS rất nhỏ, nhiều khi trong tính toán cho phép bỏ qua thành phần này mà gây nên sai số không đáng kể

d Ảnh hưởng của nhiệt độ dây dẫn đến TTCS và TTĐN

Khi tính toán TTCS và TTĐN xem điện trở tác dụng của đường dây là không đổi, nhưng thực tế, điện trở thay đổi theo nhiệt độ của dây dẫn:

R0 R01 đm 20 (2.12)

fe cu

ba

X U

Q P

2

2 2 2 2

Trong đó:

- R0: điện trở của dây dẫn ở 200C

- α: hệ số nhiệt điện trở, đối với dây nhôm lõi thép α = 0,0004

giá trị thực tế của điện trở có thể tăng hoặc giảm so với giá trị điện trở tính toán, sự thay đổi của điện trở dẫn đến TTCS thay đổi, nhiệt độ dây dẫn đường dây trên không được xác định theo 3 điều kiện cơ bản: dòng điện tải, nhiệt độ không khí và tốc độ gió, khi phụ tải của dây dẫn cao (lớn hơn 60 – 70% phụ tải cho phép theo điều kiện đốt nóng), TTCS và TTĐN có thể tăng khoảng 6 – 10%

e Ảnh hưởng của sự thay đổi phụ tải khi có độ lệch điện áp đến TTCS

Khi tính toán chế độ xác lập của mạng điện phân phối tiến hành với điện áp định mức của mạng hoặc theo giá trị điện áp ở những điểm nút của phụ tải tìm được trong quá trình tính toán

)1

(10

2 2

đm đm

2 2

110

tt

đm đm

đm tt

U

tg Z

U P

S (2.14) Trong đó:

- tg đm: Ứng với hệ số công suất của tải khi U = Uđm thì tg đm = Qđm/Pđm

- Pđm,Qđm: CSTD, CSPK của phụ tải khi U = Uđm tính bằng [KVA],[KVAr]

- Uđm: điện áp định mức của mạng tính bằng [kV]

- U*tt: điện áp tính toán tương đối ứng với trị số cơ bản là Uđm ở các nút phụ tải xác định trong quá trình tính toán

Giá trị chính xác TTCS trên đường dây có thể nhận được khi tính toán theo điện

áp thực tế ở các nút của phụ tải Xác định theo biểu thức:

2

*

2 2

* 2

* 3 2 2

10

U

tg q p Z

U P

S cx đm đm đm (2.15) Trong đó:

- U*: iện áp tương đối tại nút phụ tải

- p*, q*: CSTD, CSPK ứng với lượng cơ bản của CSTD, CSPK ở Uđm:

P P Pđm, q* Q Q đm (2.16)

- Nếu lấy 2

* 2

tg q p

tg

* 2

*

1

1 (2.17) + khi xác định tổn thất công suất theo Uđm:

* 2 2

* 2

(

1 1

U tg

q p

tg S

đm

đm

đm (2.18) Biến đổi (2.17) và (2.18) ta có:

2

* 2

2

* 2

* cos

11

q q

2

* 2

p

U S

đm

đm (2.20) Những điều kiện nêu trên được sử dụng khi sự dao động điện áp trên thanh góp của hộ tiêu thụ ở chế độ xác lập không vượt quá 15 20 % Uđm Khi độ lệch vượt quá trị số đó thì sai số rất lớn Dấu của sai số theo biểu thức (3.3) sẽ dương (+) khi U > Uđm Và âm (-) khi U < Uđm Từ đó suy ra bất đẳng thức:

S đm S tt (2.21) Biểu thức (3.21) đúng với các đặc tính bất kỳ của phụ tải ở vùng dao động điên

áp (15 20)%U đm

Khi xác định TTCS không xét đến ảnh hưởng điện áp thì xem U = Uđm, TTCS khi có tính đến và không tính đến đặc tính tĩnh của phụ tải sẽ sai khác nhau (10-20%) tùy thuộc cấp điện áp, hệ số công suất của tải và phụ tải của mạng, khi cần tăng tính chính xác tính toán TTCS cần xét đến sự thay đổi điện áp tại các nút

f Ảnh hưởng của thay đổi cấu trúc và phương thức vận hành

Thực tế cấu trúc của lưới điện thường ở trạng thái động, do trong quá trình làm việc thường xảy ra các trạng thái vận hành khác nhau, như đóng cắt của đường dây, các trạm biến áp bị sự cố, tiến hành sữa chữa định kỳ hoặc để nâng cao tính kính tế của lưới điện… ứng với mỗi trạng thái, phương thức vận hành khác nhau phân bố công suất trong lưới sẽ thay đổi, khi đó giá trị TTCS sẽ thay đổi tương ứng, trong quá trính tính toán chúng ta phải xét đến đầy đủ của tình trạng vận hành có thể có, trên cơ sở tính toán sẽ xác định được cấu trúc tối ưu của lưới trong chế độ vận hành đặc trưng có lợi nhất trên khía cạnh tổn thất

2.1.2.3 Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số TTĐN

Chúng ta biết rằng TTCS có ảnh hưởng trực tiếp lớn nhất đến TTĐN, do đó các yếu tố ảnh hưởng đến TTCS đều ảnh hưởng đến TTĐN Ngoài ra TTĐN còn phụ thuộc vào biến đổi phụ tải, đặc tính của các hộ tiêu thụ điện, cấu trúc lưới và phương thức vận hành Việc sử dụng các giải pháp kỹ thuật cũng như khuyến khích kinh tế trong vấn để sử dụng điện năng đối với các phụ tải như: quản lý nhu cầu điện năng, mua bán điện bằng công tơ nhiều giá, tính toán, điều khiển tối ưu phương thức vận hành… sẽ cho phép giảm đáng kể TTĐN trong mạng điện, điều đó sẽ mang lại hiệu quả tổng hợp cho công tác quản lý vận hành lưới điện

a Biểu đồ phụ tải và các yếu tố ảnh hưởng đến TTĐN trong HTCCĐ

Mỗi hộ tiêu thụ được đặc trưng bằng một biểu đồ phụ tải trên đó cho biết các thông số như Pmax, Pmin, Tmax tỷ số giữa Pmax/Pmin….dễ dàng thấy TTĐN phụ thuộc nhiều dáng điệu của biểu đồ phụ tải, sự chênh lệch phụ tải giữa cao và thấp điểm, Tmax, thời gian TTCS cực đại, để giảm TTĐN cần tìm cách san bằng đồ thị phụ tải, Giảm sự chênh lệch phụ tải giữa cao điểm và thấp điểm, bằng cách khuyến khích sử dụng điện vào giờ thấp điểm, tăng Tmax,… Tất cả những vấn đề trên sẽ làm thay đổi thị phụ tải theo chiều hướng có lợi cho việc giảm tổn thất

b Độ chính xác trong tính toán TTĐN trong điều kiện vận hành

Khi giảm được một vài phần trăm TTĐN trong quá trình vận hành sẽ làm lợi hàng ngàn triệu đồng Do đó nâng cao độ chính xác tính toán tổn thất điện năng trong điều kiện vận hành có ý nghĩa vô cùng quan trọng trong việc quản lý vận hành lưới điện, vấn đề ở đây là cần phải chọn được phương pháp tính toán hợp lý, nếu giải quyết được vấn đề này thì sẽ có được công cụ tốt, trên cơ sở đó cho phép phân tích được các nguyên nhân gây nên tổn thất và đề xuất những biện pháp giảm tổn thất hợp lý, mang lại hiệu quả kinh tế - kỹ thuật cao

Đồ thị phụ tải điện biến thiên theo sự thay đổi của phụ tải mang tính ngẫu nhiên tuy vậy vẫn có những quy luật nhất định, để tính toán chính xác được TTĐN chung ta cần phải xây dựng được đồ thị phụ tải điển hình đặc trưng theo ngày, theo mùa của phụ tải, đây là một vấn đề khó thực hiện trong LPP do số lượng của hộ tiêu thụ điện quá lớn, tuy nhiên điều này trong một tương lai gần có thể thực hiện được khi hệ thống SCADA/EMS được đưa vào sử dụng sẽ cho phép chúng ta thu nhận được các số liệu

để xây dựng đồ thị phụ tải, khi đó việc tính toán TTĐN sẽ dễ thực hiện chính xác hơn

2.1.3 Tính toán tổn thất công suất trong quản lý vận hành

2.1.3.1 Cơ sở phương pháp

Khi tính toán thiết kế lưới phân phối, do yêu cầu độ chính xác không cao người

ta thường sừ dụng phương pháp gần đúng khi tính phân bố công suất cũng như tổn thất trong mạng theo điện áp định mức Cách tính này không thể sử dụng để phân tích tổn thất các lưới điện cụ thể cả khi vận hành, nhất là khi muốn đánh giá hiệu quả tối ưu cuả các giải pháp kỹ thuật tác động vào lưới điện do không xét đến độ sụt áp của lưới, hiệu quả của việc điều chỉnh điên áp, hiệu quả của các phương tiện bù Do đó cần phải lựa chọn phương pháp tính toán có thể xét đến đầy đủ các yếu tố tạo nên độ chính xác thỏa đáng

2.1.3.2 Phương pháp giải và các chương trình tính toán

Trên hình 2.1 là sơ đồ khối các bước tính toán của phép lặp Newton trong các phương trình tình toán

Khối chính của chương trình là tính giá trị của các hàm và các đạo hàm riêng cho ma trận Jacôbi Khối quan trọng khác là giải hệ phương trình đại số tuyến tính ở mỗi bước lặp Có thể áp dụng thuật toán giải hệ phương trình khác nhau cho khối

Hình 2.1: Sơ đồ thuật toán của phương pháp Newton

này, ví dụ phương pháp loại trừ Gauss Tiêu chuẩn hội tụ được dùng là (i) ESP hoặc trị số công suất không cân bằng ở nút k bất kỳ nhỏ hơn giá trị cho trước, thực chất là:

Wk(X(i)) ESP Trị số ESP cho trước theo yêu cầu của bài toán Số phép lặp được khống chế không vượt quá số N nào đó Thông thường N≤10

Ưu điểm quan trọng của phương pháp Newton là có tốc độ hội tụ rất nhanh, do

đó nếu hội tụ thì thời gian tương đối ngắn Ngoài ra nếu tìm được X(o) đủ gần với nghiệm thì chắc chắn sẽ hội tụ Điền kiện này là hết sức khó khăn với nhiều bài toán Tuy nhiên với hệ thống điện, việc xác định X(o)

luôn luôn có thế được chọn là các đại lượng định mức làm việc của lưới điện (ví dụ như điện áp định mức tại các nút) Nếu lưới điện được thiết kế đúng thì thông số vận hành (cũng là nghiệm của hệ phương trình) sẽ không bị lệch quá xa trị số định mức (±10%), do đó phương pháp Newton tỏ

ra thích hợp để giải hệ phương trình chế độ xác lập của HTCCĐ Một số trường hợp riêng như khi HTĐ có đường dây siêu cao áp hay các chế độ sự cố… phương pháp có thể không có lời giải (do phân kỳ), tuy nhiên thường dễ có khả năng sử lý để lựa chọn được giá trị ban đầu X(0) thích hợp

2.1.3.3 Xác định TTCS trong điều kiện vận hành bằng chương trình tính toán

Việc tính toán chính xác TTCS trong lưới điện hiện nay được thực hiện tương đối dễ dạng nhờ các chương trình giải tích mạng điện, vấn đề ở đây là:

- Cần mô tả đầy đủ các yếu tố khi thiết lập sơ đồ tính toán

- Cần lựa chọn chương chình tính thích hợp

Nội dung yêu cầu thứ nhất sẽ đảm bảo khi không bỏ sót thành phần nào trong thông số của mạng điện, yêu cầu thứ hai dễ dàng được đáp ứng trong điều kiện phát triển tin học như hiện nay Với nhiều chương trình giải tích lưới điện hiện đại cho phép tính toán với số lượng biến lớn, độ chính xác cao, ví dụ có thể sử dụng chương trình Matlab, Conus, PSS/ADEPT

2.1.4 Tính toán tổn thất điện năng trong hệ thống cung cấp điện

Vấn đề xác định tổn thất điện năng trong mạng điện hiện nay đang là nhiệm vụ hết sức thiết thực, không những đối với các cơ quan quản lý và phân phối điện, mà ngay cả đối với các hộ dùng điện Trong thực tế vận hành, người ta thường sử dụng phổ biến khái niệm tổn thất báo cáo Tổn thất báo cáo được đánh giá bởi hiệu số của chỉ số công tơ điện tính lượng điện năng tải vào mạng và chỉ số công tơ điện đặt tại các hộ tiêu thụ Giá trị hiệu số này (được gọi là tổn thất kinh doanh) thường mắc phải những sai sót lớn - do một số nguyên nhân sau đây:

- Việc lấy đồng thời chỉ số của các công tơ tại đầu nguồn và ở các điểm tiêu thụ điện hết sức khó khăn do việc lắp đặt các công tơ tại các phụ tải tiêu thụ điện hiện nay

là không đồng bộ bao gồm nhiều chủng loại công tơ (điện tử, cơ, )

- Nhiều điểm tải còn thiếu thiết bị đo, thiết bị đo không phù hợp với phụ tải

- Số chủng loại đồng hồ đo rất đa dạng với nhiều mức sai số khác nhau, đó là chưa nói đến việc chỉnh định đồng hồ đo chưa chính xác, hoặc không thể chính xác do chất lượng điện không đảm bảo

Do vậy, ta phải áp dụng các phương pháp tính toán tổn thất kỹ thuật của lưới điện phân phối

Hiện nay có nhiều phương pháp tính toán tổn thất điện năng Mỗi phương pháp đặc trưng bởi những thông số tính toán ban đầu Vậy nên lựa chọn phương pháp tính toán nào mà thông số tính toán ban đầu dễ thu thập, kết quả tính toán chính xác cao, là một nghiên cứu cần thiết

2.1.4.1 Phương pháp tích phân đồ thị

Giả sử quy luật biến thiên của dòng điện như hình 2.2a và 2.2b với hệ tọa độ I-t

Hình 2.2: Đồ thị phụ tải chữ nhật hóa

Hình 2.3: Đồ thị phụ tải hình thang hóa

Chia trục hoành (t) thành n đoàn bằng nhau với độ dài t, như vậy việc xác định TTĐN được thay bằng việc tính diện tích các hình chữ nhật (hình3.2a) hay hình thang (hình 3.2b)

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

n t

t t

n

t t I dt I

1

2 0

1

2 2

.

. (2.22) Trường hợp thứ hai:

1

1

2 2 2 0 0

2

22

n

t t n t

n

t dt

I (2.23)

Khi I0 = In công thức (2.23) sẽ nhận được dạng (2.22)

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

3 1

2

10

3

n

t t

I n

t R

2

0 2 10

3

n

t t

I I n

t R A

(2.25)

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

Nhận xét: Phương pháp này có độ chính xác cao, nhưng khó thực hiện Trong

tính toán thực tế để tăng độ chính xác 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 Ảnh hưởng thường xuyên điều kiện tăng trưởng của phụ tải…Các tác động không thường xuyên như đóng cắt các phần tử của hệ thống để sửa chữa bảo dưỡng hay do sự cố, dẫn đến công suất hệ thống sẽ thay đổi do có sự phân bố lại công suất

2.1.4.2 Phương pháp dòng điện trung bình bình phương

Giả sử dọc theo đường dây hệ thống truyền tải dòng điện Itb không dổi ở trong khoảng thời gian t, sẽ gây nên tổn thất đúng bằng trị số dòng điện biến thiên trong khoảng thời gian đó ứng với đồ thị phụ tải nghĩa là:

T t tbbp T R I dt RI

A

0

2 2

3

3 (2.26) Như vậy dòng điện trung bình bình phương sẽ là:

T

dt I I

T t

tbbp

0 2

(2.27) Tích phân ở biểu thức (2.26; 2.27) được tính theo biểu thức (2.22; 2.23) Nếu biết giá trị dòng điện Itbbp thì TTĐN trên đường dây [kWh] tính theo biểu thức:

3

10

3I RT

A tbbp (2.28) Trong đó: + R: Điện trở tác dụng của đường dây [Ω]

+ T: thời gian tính toán [h]

Lưới phân phối thường sử dụng phương pháp này và cho kết quả gần đúng Giá trị Itb có thể tính cần đúng theo công thức kinh nghiệm Dalesxky:

4 max max 0,12 T 10

I

I tbbp (2.29) Hoặc theo dòng điện cực đại và thời gian TTCS cực đại :

T I

I tbbp max (2.30)

Nhận xét: Giá trị các đại lượng τ, Tmax được xác định phụ thuộc vào tính chất

của phụ tải hoặc qua các số liệu thống kê Phương pháp này chỉ đúng khi chúng ta xác định chính xác các giá trị trên Phương pháp này thường được dùng để tính TTĐN cho lưới điện phân phối, cho kết quả gần đúng

2.1.4.3 Phương pháp thời gian tổn thất

Theo phương pháp này TTĐN được xác định theo biểu thức:

2 max 0

2

3

3R I dt RI A

T

t (2.31)

Trong đó: +τ = f(Tmax, cos ): Thời gian tổn thất công suất lớn nhất

+ Imax: Dòng điện cực đại qua dây dẫn (A)

+ R: Điện trở dây dẫn

Nhận xét: Trong biểu thức trên, trị số của Imax và R dễ dàng tìm được, chỉ cần

xét cách xác định τ là có thể tính được ∆A τ được xác định nhờ mối quan hệ giữa Tmax và cosφ Có nhiều phương pháp để xây dựng mối quan hệ τ = f(Tmax, cosφ) Mỗi đường cong biểu diễn mối quan hệ đó được xây dựng theo một số điều kiện khác nhau như phụ thuộc đến dáng điệu đồ thi phụ tải, hay không xét đến sự biến đổi hệ số công suất Hoặc chúng ta có thể xác định τ theo công thức kinh nghiệm theo mục 2.2.1

Tuy nhiên các công thức trên chỉ là gần đúng, lấy theo thực nghiệm và tiệm cận hoá, sử dụng trong điều kiện vận hành là không hợp lý, bởi vì giá trị trung bình của sai

số khi đánh giá tổn thất theo cách tính này tương đối lớn

Phương pháp này được dùng chủ yếu trong thiết kế mạng điện khu vực với giả thiết biết trước Imax và cos

2.1.4.4 Phương pháp đường cong tổn thất

Các phương pháp tính chính xác nhằm khắc phục các nhược điểm trên đồng thời cũng chú ý đến tính thuận tiện khi sử dụng, có thể chia làm hai nhóm các phương pháp tính chính xác:

- Tính trực tiếp: Thực chất là tính toán cụ thể bằng các chương trình tính TTĐN từng giờ theo biểu đồ phụ tải thực, thuộc về nhóm này là các phương pháp số, phương pháp phân tích phổ… Nhược điểm của phương pháp là đòi hỏi nhiều số liệu thống kê, khối lượng tính toán lớn, khó phân tích kết quả

- Tính gián tiếp: Thực chất là xây dựng đặc trưng các hàm tổn thất, dựa vào đó

có thể tính tương đối đơn giản nhưng chính xác TTĐN Ưu điểm của phương pháp là đảm bảo độ chính xác cao, đồng thời chứa đựng nhiều thông tin, có thể ứng dụng hiệu quả khi nghiên cứu các biện pháp giảm tổn thất

Để khắc phục các nhược điểm trên, ta sử dụng phương pháp đường cong tổn thất để xác định TTĐN Nội dung phương pháp là xây dựng các đặc trưng cơ sở của hàm tổn thất, dựa vào đó có thể tính tương đối đơn giản nhưng chính xác tổn thất điện năng Ưu điểm của phương pháp là tương đối đơn giản, bảo đảm độ chính xác cao, đồng thời chứa đựng nhiều thông tin có thể ứng dụng khi nghiên cứu các biện pháp giảm tổn thất

b Tính toán TTĐN bằng phương pháp đường cong tổn thất

Ở trên đã trình bày phương pháp tính chính xác TTCS trong mạng lưới cung cấp điện, khi cho đầy đủ các thông số của các phần tử, phương pháp cho phép nhận được kết quả với độ chính xác cao trị số TTCS ứng với trị số công suất đã cho của phụ tải các nút Về nguyên tắc có thể tính TTCS cho cả đồ thị phụ tải (theo từng giờ chẳng hạn, nếu coi công suất không đổi trong mỗi giờ) từ đó xác định TTĐN, tuy nhiên cách làm như vậy tồn nhiều thời gian mà vẫn mắc nhiều hạn chế:

- Trước hết trị số tổn thất chỉ có ý nghĩa với đúng đồ thị cụ thể đã tính toán, chưa thể nói gì về đặc trưng chung của lưới điện

- Đồ thị phụ tải có được vốn chỉ là do đo đạc thống kê điển hình, nên tuy chính xác với một số liệu cụ thể (của biểu đồ đã cho) nhưng lại ít ý nghĩa chính xác khi ứng dụng (vì ít khi lặp lại đúng một biểu đồ như vậy)

- Một hạn chế cơ bản khác là trong kết quả nhận được chứa đựng rất ít thông tin

để người sử dụng có thể phân tích đánh giá các đặc trưng tổn thất của lưới, trừ khi tiến hành hàng loạt tính toán

Thực chất của phương pháp đường cong tổn thất là tiến hành các tính toán trên

cơ sở đồ thị phụ tải điển hình, có thể xây dựng được từ tính toán, đo đạc thực tế, từ đó xác định các đặc trưng riêng của lưới (dưới dạng đường cong hoặc các đại lượng tính toán)

c Đường cong tổn thất công suất trong lưới điện cung cấp

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 đáng khá ổn định Vì vây, 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 ) (2.32) Trong đó: - P : Tổng TTCS trong lưới

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

Đường cong (hình 2.3) 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 cos 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 P ứng với mỗi thời điểm của biểu đồ phụ tải (ví dụ theo giờ trong ngày) Kết quả nhận được cho phép xây dựng đường cong TTCS từ P của biểu đồ phụ tải thanh cái Rõ ràng đường cong xây dựng được có tính xác định cao nếu thực tế cos

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 dạng có thể xác định được tổn thất điện năng tổng trong ngày thông qua biểu đồ tổng công suất thanh cái

Trên hình 2.3 trình bày quá trình xây dựng biểu đồ TTCS và xác định TTĐN nhờ sử dụng đường cong tổn thất, diện tích của biểu đồ TTCS chính là TTĐN và có thể tính theo phương pháp tích phân đồ thị:

1

.

(2.33)

Hình 2.4: Biểu đồ TTCS và xác định TTĐN sử dụng đường cong tổn thất

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

t P P A

t

ti oi ti

0 (2.35)

TTĐN trong một ngày (24h) sẽ là:

(2.36)

với:

- A0: TTĐN không tải, không phụ thuộc vào sự biến đổi của phụ tải, phụ thuộc

vào tổn hao không tải của các máy biến áp trong lưới là chính

- A t: TTĐN tải, phụ thuộc vào sự biến thiên công suất tiêu thụ của tải theo thời

gian cũng như cấu trúc của lưới điện

Tính chính xác của đường cong hay nói đúng hơn là độ phù hợp của đường

cong với thực tế phụ thuộc vào mức độ đầy đủ của các thông tin có được Chẳng hạn,

khi không có biểu đồ phụ tải các nút mà chỉ biết phân bố phụ tải các nút ở một vài thời

điểm quan sát, khi có đường cong vẫn có thể xây dựng được bằng cách thay đổi tỷ lệ

công suất các nút và giữ nguyên cos , phép tính khá đơn giản, nhưng độ chính xác chỉ

đủ cao khi dạng của biểu đồ phụ tải các nút và cos ít thay đổi Sự quan sát thống kê

24

1 0

i ti

A A

A

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

d Phương pháp tính toán để xây dựng đường cong tổn thất

Từ những phân tích trên, ta thấy rằng để xây dựng được các đường cong tổn thất phải tiến hành tính toán phân bố công suất cho lưới cung cấp điện với nhiều giá trị khác nhau về công suất của phụ tải Bằng cách cho giá trị công suất của các phụ tải thay đổi từ Pmin cho đến Pmax, giá trị Pmax ở đây là trị số công suất của các phụ tải sau khi đã tính toán với hệ số đồng thời, ứng với mỗi giá trị công suất ta phải tính toán phân bố, xác định trị số tổn thất

Sau khi kết thúc quá trình tính toán, ta sẽ có được các cặp giá trị của Ptc và

P , với các cặp giá trị này, ta xây dựng đường cong tổn thất cho lưới cung cấp điện

có thể giải tích hóa đường cong bằng các phép xấp xỉ, tiệm cận, trên cơ sở đó xây dựng các công cụ thuận tiện dạng chương trình máy tính để phân tích TTĐN trong quá trình vận hành HTCCĐ

e Ứng dụng của đường cong tổn thất trong thiết kế, vận hành

Phương pháp đường cong tổn thất khắc phục được một phần các nhược điểm của các phương pháp tính TTĐN đã nêu trên, đồng thời cũng chú ý tới tính thuận tiện khi sử dụng, ngoài việc xác định trực tiếp TTĐN, từ đường cong TTCS và biểu đồ phụ tải điển hình, còn có thể xác định được các đại lượng đặc trưng sau đây:

Nếu xây dựng được các đường cong tổn thất thì có thể có được một công cụ rất hiệu quả để giải các bài toán khác nhau, liên quan đến tính kinh tế - kỹ thuật khi thiết

kế, vận hành mạng lưới cung cấp điện Đường cong xây dựng được có dạng như hình 2.4, tồn tại một tiếp tuyến từ góc tọa độ tới đường cong (tại điểm a), hệ số góc của tiếp tuyến thể hiện tỷ lệ tổn thất ít nhất có được đối với lưới cung cấp điện trong phương thức đang vận hành Hiệu quả tối ưu này ứng với một miền hẹp của biểu đồ phụ tải (xung quanh công suất Pa)

Khi phụ tải thấp (dưới miền tối ưu), tỷ lệ tổn thất tăng do tổn hao không tải, còn khi phụ tải cao, tỷ lệ tổn thất cũng tăng do tải qua các trạm biến áp tăng và sụt áp quá lớn trên các đường dây Như vậy phân tích biểu đồ phụ tải có thể dễ dàng đánh giá được tổn thất đang ở trạng thái nào Khi đó ứng với mỗi trường hợp cách xử lý giảm tổn thất sẽ khác nhau, trường hợp đầu, tổn thất có thể giảm được bằng cách tối ưu hóa

số lượng có máy biến áp làm việc để giảm tổn thất không tải Trường hợp sau, cần nghĩ đến các khả năng cải thiện cos đặt thêm thiết bị bù, nâng cao khả năng tải của các phần tử mạng điện, tối ưu hóa sơ đồ vận hành mạng điện…

Để đánh giá hiệu quả các biến pháp kỹ thuật, có thể xem xét sự biến dạng của đường cong Hiệu quả của biện pháp kỹ thuật phải được thể hiện là TTĐN ứng với tổn biểu đồ phụ tải thấp nhất (xác định theo phương pháp đã nêu) Khi thay đổi phương thức vận hành (phân loại lưới, chuyển đổi đầu phân áp các trạm, đóng cắt dung lượng bù…), có thể xây dựng được một họ các đường cong tổn thất (hình 2.5), sử dụng họ đường cong có thể xác định được thời điểm và phương án chuyển đổi phương thức vận hành hợp lý (về phương diện giảm tổn thất) Chẳng hạn, chuyển đổi phương thức vận hành theo các điểm phân chia công suất P1, P2 trên hình 2.5 có thể đảm bảo được TTCS luôn đi theo đường bao phía dưới của họ đường cong, khi đó tổng sẽ là nhỏ nhất

Đường cong còn đặc biệt tiện lợi khi đánh giá hiệu quả các phương tiện bù, bởi

vì các đường cong TTCS khi có và không có bù cho phép xác định độ giảm TTĐN tổng hàng năm, một chỉ tiêu chủ yếu so sánh hiệu quả kinh tế

2.1.4.5 Phương pháp tính toán theo thực tế của EVN

- Căn cứ quyết định số 994/QĐ-EVN ngày 15/9/2009 của EVN về việc tính toán TTĐN kỹ thuật trên lưới điện, TTĐN được xác định theo biểu thức:

ΔA = ΔPo*T+ ΔPmax*T*Kđt (2.38)

Trong đó:

+ ∆A: Tổn thất điện năng trong giai đoạn đang xét (kWh)

+ ∆Po: là tổn thất không tải của các máy biến áp (kW)

+ ∆Pmax: Tổn thất công suất tại thời điểm công suất phụ tải của lưới điện đạt giá trị cực đại (kW)

+ T: là 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

x 2 (2.39)

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

- Tỷ lệ tổn thất điện năng kỹ thuật:

+ Với A (kWh) là điện năng nhận của lưới điện trong khoảng thời gian T

Phần tính toán chế độ vận hành hiện tại được thực hiện bằng cách chạy trào lưu công suất cho phương thức vận hành cơ bản hiện tại của LĐPP đơn vị cần tính, kết quả thu được về công suất và tổn thất công suất các xuất tuyến

Với các phương pháp nêu trên, phương pháp tính theo cách tính của EVN là phù hợp với thực tế, đã qua kiểm chứng kết quả sau khi tính toán sát với thông số thực hiện trong thực tế và hiện nay đang áp dụng rộng rãi tại các đơn vị trực thuộc EVN Vì vậy trong phạm vi luận văn này tác giả lực chọn phương pháp tính hiện nay của EVN kết hợp với chạy chương trình PSS/Adept để tính toán và phân tích tổn thất điện năng cho lưới điện Điện lực Quảng Ninh - Tỉnh Quảng Bình

2.2 PHẦN MỀM PSS/ADEPT VÀ CÁC BÀI TOÁN TÍNH TOÁN

2.2.1 Giới thiệu chương trình PSS/ADEPT

Phần mềm PSS/ADEPT (Power System Simulator/Advanced Distribution Engineering Productivity Tool) là phần mềm tiện ích mô phỏng hệ thống điện và là công cụ phân tích LĐPP với các chức năng sau:

- Phân bố công suất (Load Flow Analysis)

- Tính toán ngắn mạch tại 1 điểm hay nhiều điểm (Fault, Fault all Analysis)

- Phân tích bài toán khởi động động cơ (Motor Starting )

- Tối ưu hoá việc lắp đặt tụ bù cố định và điều chỉnh (CAPO)

- Bài toán phân tích sóng hài (Harmonic Analysis)

- Phối hợp bảo vệ (Protective Coordination)

- Phân tích điểm mở tối ưu (TOPO)