Tính toán, đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện trung áp 22 kv khu vực thành phố kon tum

TRANG TÓM TẮT TIẾNG ANH & TIẾNG VIỆT TÍNH TOÁN ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP 22KV KHU VỰC THÀNH PHỐ KON TUM Học viên: Thái Trường Sơn Chuyên ngành: Kỹ

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA -

THÁI TRƯỜNG SƠN

TÍNH TOÁN ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP 22KV

KHU VỰC THÀNH PHỐ KON TUM

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA -

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: PGS.TS ĐINH THÀNH VIỆT

Đà Nẵng – Năm 2020

DUT.LRCC

LỜI CAM ĐOAN

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

THÁI TRƯỜNG SƠN

DUT.LRCC

MỤC LỤC

LỜI CAM ĐOAN i

MỤC LỤC ii

TRANG TÓM TẮT LUẬN VĂN v

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT vi

DANH MỤC CÁC BẢNG vii

DANH MỤC CÁC HÌNH viii

MỞ ĐẦU 1

1 Lý do chọn đề tài 1

2 Mục đích nghiên cứu 1

3 Đối tượng nghiên cứu 1

4 Phương pháp nghiên cứu 2

5 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của Đề tài 2

6 Bố cục Luận văn 2

Chương 1 TỔNG QUAN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ KON TUM 3

1.1 Đặc điểm tự nhiện khu vực thành phố Kon Tum 3

1.1.1 Vị trí địa lý – kinh tế 3

1.1.2 Điều kiện tự nhiên, xã hội 3

1.2 Đặc điểm lưới điện trung áp thành phố Kon Tum 4

1.2.1 Nguồn điện 4

1.2.2 Lưới điện 4

1.2.2.1 Sơ đồ nguyên lý lưới điện 22 kV khu vực thành phố Kon Tum 4

1.2.2.2 Khối lượng quản lý 5

1.2.2.3 Đánh giá hiện trạng lưới điện 6

1.3 Tình hình thực hiện tổn thất điện năng các năm 2016, 2017, 2018 và 2019 7

1.3.1 Khái niệm và cách tính tổn thất 7

1.3.1.1 Khái niệm và cách tính tổn thất báo cáo ( tổn thất kinh doanh) 7

1.3.1.2 Khái niệm chương trình hiệu suất khu vực (tổn thất hình chữ nhật hay là tổn thất cấp điện áp) 7

1.3.1.3 Kết quả thực hiện các chỉ tiêu sản xuất kinh doanh và tổn thất điện năng

9

Kết luận chương 1 10

DUT.LRCC

Chương 2: ĐÁNH GIÁ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN 22 KV ĐIỆN

LỰC THÀNH PHỐ KON TUM NĂM 2019 11

2.1 Giới thiệu tổng quan về tổn thất điện năng và tổn thất công suất trong lưới điện phân phối các phương pháp tính TTĐN, phương pháp tính TTĐN theo EVN 11

2.1.1 Tổn thất và nguyên nhân gây tổn thất 11

2.1.1.1 Tổn thất k thuật 11

2.1.1.2 Tổn thất thương mại 12

2.1.2 Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số tổn thất công suất & tổn thất điện năng trong HTĐ 13

2.1.2.1 Quan hệ giữa các phương pháp tính toán TTCS và TTĐN 13

2.1.2.2 Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số TTCS 13

2.1.2.3 Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số TTĐN 16

2.1.3 Tính toán tổn thất công suất trong quản lý vận hành LĐPP 17

2.1.3.1 Cơ sở phương pháp 17

2.1.3.2 Phương pháp giải và các chương trình tính toán 18

2.1.4 Các phương pháp tính toán TTĐN trong LĐPP 20

2.1.4.1 Phương pháp tích phân đồ thị 20

2.1.4.2 Phương pháp d ng điện trung bình bình phương 21

2.1.4.3 Phương pháp th i gian tổn thất 21

2.1.4.4 Phương pháp đư ng cong tổn thất 22

2.1.4.5 Phương pháp tính toán TTĐN theo quy định của EVN 24

2.2 Tìm hiểu về phần mềm PSS DEPT để tính toán TTĐN 24

2.2.1 Tổng quan về phần mềm PSS/ADEPT 24

2.2.2 Xây dựng đồ thị trên phần mềm PSS/ADEPT 26

2.2.3 Khai báo, nhập dữ liệu và tính toán trên phền mềm PSS/ADEPT 5.0 26

2.3 Tính toán TTĐN hiện trạng lưới điện trung áp thành phố Kon Tum năm 2019 bằng phần mềm PSS DEPT 34

2.3.1 Cơ sở dữ liệu ph c v tính toán 34

2.3.2 Tính toán TTĐN trung áp 37

2.3.2.1 Sơ đồ lưới điện tính toán 37

2.3.2.2 Tính toán TTCS, TTĐN 38

2.3.2.3 Đánh giá tổn thất trung thế năm 2019 41

Kết luận chương 2 42

Chương 3: CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP 22KV KHU VỰC THÀNH PHỐ KON TUM 43

3.1 Các giải pháp tổ chức 43

3.1.1 Kiện toàn công tác tổ chức 43

3.1.2 Kiện toàn công tác quản lý k thuật 44

3.1.3 Kiện toàn công tác quản lý vận hành lưới điện phân phối 44

3.1.4 Kiện toàn công tác quản lý kinh doanh 46

3.2 Các giải pháp kỹ thuật 47

DUT.LRCC

3.2.1 Lắp đặt điều chuyển t bù trên lưới điện phân phối 47

3.2.2 Giải chọ pháp chọn điểm mở tối ưu lưới trung áp 48

3.2.3 Giải pháp cải tạo nâng tiết diện đư ng dây trung thế 50

3.2.4 Tính TTĐN năm 2020 sau khi TBA 110kV Kon Tum2 vào vận hành 51

3.2.5 Tổng hợp tổn thất điện năng giảm hàng năm sau khi thực hiện các giải pháp 52

3.3 Tính toán các chỉ tiêu kinh tế tài chính 53

3.3.1 Giá trị làm lợi sau khi hoán chuyển t bù 53

3.3.2 Giá trị làm lợi sau khi chọn điểm mở tối ưu 53

3.3.3 Tính toán các chỉ tiêu kinh tế tài chính khi thay dây XT472 và XT473/E45 54

3.3.3.1 Các chỉ tiêu đánh giá hiệu quả kinh tế, tài chính dự án đầu tư……….54

3.3.3.2 Tính toán các chỉ tiêu kinh tế, tài chính khi nâng tiết diện dây dẫn……… 55

Kết luận chương 3 55

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 57

TÀI LIỆU THAM KHẢO 58

PHỤ LỤC 59 QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI (bản sao)

BẢN SAO KẾT LUẬN CỦA HỘI ĐỒNG, BẢN SAO NHẬN XÉT CỦA CÁC PHẢN BIỆN (bản sao)

DUT.LRCC

TRANG TÓM TẮT TIẾNG ANH & TIẾNG VIỆT TÍNH TOÁN ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP 22KV KHU VỰC THÀNH PHỐ KON TUM

Học viên: Thái Trường Sơn Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: Khóa: K36.KTĐ.KT Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN

Tóm tắt – Hiện nay, chỉ tiêu về giảm tỷ lệ tổn thất điện năng là một trong những chỉ

tiêu kinh tế kỹ thuật quan trọng trong công tác quản lý, vận hành lưới điện phân phối và kinh doanh điện năng Để đánh giá và đưa ra các giải pháp giảm tổn thất điện năng phù hợp, thì việc tính toán chính xác tổn thất điện năng cho lưới điện phân phối là rất cần thiết Xuất phát

từ những lý do nêu trên, tác giả đề xuất đề tài “Tính toán đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện trung thế 22kV thành phố Kon Tum” nhằm phân tích, đánh giá hệ thống lưới điện hiện trạng và sau khi xây dựng thêm trạm biến áp 110 kV Kon Tum 2 để đưa ra các giải pháp giảm tổn thất điện năng phù hợp cho lưới điện phân phối thành phố Kon Tum hiện nay Tác giả dùng phần mềm PSS DEPT để mô phỏng, tính toán và đánh giá tình hình tổn thất điện năng cho các phương án vận hành lưới điện, tính toán xác định điểm mở tối ưu

và bố trí vị trí bù tối ưu…đã cho chúng ta thấy bức tranh tổng thể về TTĐN trước và sau khi thực hiện các giải pháp Với kết quả đạt được, tác giả đề nghị Luận văn sớm được đánh giá

và áp dụng vào thực tế Đồng thời kiến nghị ứng dụng rộng rãi phần mềm PSS DEPT cho các Điện lực trực thuộc

Từ khóa – Hệ thống lưới điện phân phối; tổn thất điện năng; PSS DEPT; giải pháp

giảm tổn thất điện năng; vị trí bù tối ưu

SOLUTIONS TO REDUCE THE POWER LOSS FOR DISTRIBUTION GRID IN KON TUM DISTRICT KON TUM PROVINCE

Abstract – Nowadays, targets on power loss is considered one of the important

economic and technical ones on managing, operating the distribution grid and electricity business Besides evaluating and proposing solutions aiming at reducing power loss, accurately calculating power loss plays a pivotal role Therefore, the author proposes the study, titled "Evaluating and Proposing Solutions to Reduce Power Loss on the Medium Voltage Grid in Kon Tum City" to analyze, evaluate the current grid system The research results show that building 110 kV Substation 2 helps reducing power loss of the distribution grid network in Kon Tum city The software PSS/ADEPT is used to simulate, calculate, evaluate the power loss situation for grid operation plans and determine the determine the optimal opening point and optimal compensation position layout Hopefully, the results of this study will be applied in reality in the nearest time Simultaneously, the software PSS/ADEPT is proposed to be widely used for affiliated grid network in the coming time

Keywords – Distribution grid system, Power loss, PSS/ADEPT, Solutions to reduce

power losses, Capacitor Placement Optimization

DUT.LRCC

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT

-EVN: Tập đoàn Điện lực Việt Nam

-EVNCPC : Tổng công ty Điện lực miền Trung

-KTPC: Công ty Điện lực Kon Tum

-HTĐ: Hệ thống điện

-LĐPP: Lưới điện phân phối

-MBA: Máy biến áp

-QLKD: Quản lý kinh doanh

-SVKD: Sản xuất kinh doanh

DANH MỤC CÁC BẢNG

Số hiệu

1.5 Các chỉ tiêu SXKD thực hiện năm 2016, 2017 và 2018 và 2019 9

1.6 Báo cáo phân tích tình hình thực hiện TTĐN ĐLTP từ 2016-2019

1.7 Kết quả thực hiện tổn thất điện năng trung thế theo xuất tuyến năm

2.1 Sản lượng các xuất tuyến 22kV theo từng tháng năm 2019 36

2.2 Công suất cực đại các xuất tuyến 22kV theo từng tháng năm 2019 36

2.3 Tính tổn thất không tải máy biến áp trên từng xuất tuyến 22kV theo

2.4 Bảng tính hệ số đồ thị ph tải Kdt các xuất tuyến 22 kV 39

2.5 Bảng tính tổn thất công suất cực đại ∆PMAX (kW) từng xuất tuyến

2.6 Tổn thất trung thế tháng 1 năm 2019 các xuất tuyến 22kV/E45 40 2.7 Tổn thất trung thế năm 2019 các xuất tuyến 22kV/E45 41

2.9 Tổn thất trung thế thực hiện qua các năm từ 2016 2019 41

3.1 Tổn thất điện năng trước và sau khi chuyển t bù tháng 1/2020 47

3.2 Tổn thất điện năng giảm được cả năm 2020 sau khi chuyển t bù 48

3.3 Tổn thất điện năng giảm được trong tháng 1 sau khi tính chon

3.4 Tổn thất điện năng giảm được trong năm 2020 sau khi tính chon

3.5 Tổn thất điện năng trước và sau khi nâng tiết diện dây T1/2020 50

3.6 Tổn thất điện năng giảm được trong năm 2020 sau khi nâng tiết

Số hiệu

110kV Kon Tum 2 vào vận hành

3.9 Tổn thất điện năng giảm được khi thực hiện các giải pháp năm

3.10 Chi tiết tổn thất điện năng năm 2020 sau khi thực hiện các giải

DUT.LRCC

DANH MỤC CÁC HÌNH

Số hiệu

1.1 Sơ đồ nguyên lý lưới điện 22kV thành phố Kon Tum 4

1.2 Sơ đồ nguyên lý lưới điện 22kV Nam ĐăkBla thành phố Kon

2.2 Sơ đồ thay thế đơn giản của đư ng dây với 1 ph tải 14

2.3 Sơ đồ thay thế đơn giản của máy biến áp 15

2.4 Sơ đồ thuật toán của phương pháp Newton 19

2.7 Xây dựng biểu đồ TTCS và tính TTĐN b ng đư ng cong tổn thất 23

2.17 Chạy bài toán Load Flow cho xuất tuyến 479/E45 31

2.18 Xem kết quả tính toán tổn thất công suất 32

2.19 Sơ đồ lưới điện thành phố Kon Tum b ng phần mềm PSS/

2.20 Đồ thị ph tải ngày lộ tổng 431+432/110kV Kon Tum tháng 3 34

2.21 Đồ thị ph tải ngày lộ tổng 431+432/110kV Kon Tum tháng 7 34

2.22 Đồ thị ph tải ngày lộ 477-E45 tháng 3 35

2.23 Đồ thị ph tải ngày lộ 477-E45 tháng 7 35

DUT.LRCC

2.24 Sơ đồ tính tổn thất b ng PSS/ADEPT 37

2.25 Xuất kết quả tổn thất công suất trên PSS/ADEPT 40

3.1 Sơ đồ phương thức vận hành các xuất tuyến 475, 477, 479, 487

3.2 Sơ đồ phương thức vận hành các xuất tuyến 475, 477, 479, 487

DUT.LRCC

MỞ ĐẦU

I LÝ DO CHỌN ĐỀ TÀI

Giảm tổn thất điện năng đang là một chỉ tiêu được quan tâm hàng đầu của Ngành điện nói chung và Công ty Điện lực Kon Tum nói riêng trong giai đoạn hiện nay Yêu cầu này đã đặt ra rất nhiều vấn đề cần được quan tâm giải quyết, trong đó có việc phân tích, đánh giá nguyên nhân gây ra tổn thất điện năng, từ đó đưa ra những giải pháp giảm tổn thất điện năng hiệu quả nhất nhằm đạt lộ trình tổn thất điện năng đã vạch ra Theo lộ trình giảm tổn thất điện năng của Tổng Công ty Điện lực miền Trung giao Công ty Điện lực Kon Tum, tổn thất điện năng năm 2016 thực hiện thấp hơn 5,2%, đến năm 2020 xuống dưới mức 4,4%, (giảm 0,8%) đây là một thách thức không nhỏ đối với đơn vị

Thành phố Kon Tum là một thành phố tỉnh lỵ của tỉnh Kon Tum, sản lượng điện tiêu thụ chiếm 40,34% so với toàn tỉnh Điện năng tổn thất vẫn còn ở mức cao, năm

2017 là 7.637.931kWh (tỉ lệ 3,82%, trong đó trung áp 2,55%, hạ áp 2,47%); năm

2018 là 7.749.744kWh (tỉ lệ 3,89%, trong đó trung áp 2,08%, hạ áp 2,43%), chiếm 35,81% so với toàn tỉnh

Có thể nói, việc phân tích đánh giá và đưa ra các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện trung áp 22kV khu vực thành phố Kon Tum sẽ góp phần không nhỏ vào việc hoàn thành lộ trình giảm tổn thất điện năng của Công ty Điện lực Kon Tum nói riêng

và Tổng Công ty Điện lực miền Trung và Tập Đoàn Điện lực Việt Nam nói chung Đồng thời, góp phần nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh, chất lượng điện năng, đảm bảo cung cấp điện phục vụ phát triển kinh tế – xã hội của thành phố nhằm đạt mục tiêu đề ra là cần thiết

Trên cơ sở những phân tích trên đây, học viên chọn đề tài “TÍNH TOÁN, ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN

nghiệp của mình

II MỤC ĐÍCH NGHIÊN CỨU

Từ thực trạng nguồn và phụ tải lưới điện trung áp 22kV thành phố Kon Tum, luận văn phân tích, đánh giá tình hình tổn thất điện năng, tìm ra nguyên nhân tổn thất điện năng và đề xuất một số giải pháp nhằm giảm tổn thất điện năng trên lưới điện trung áp thành phố Kon Tum xuống mức thấp nhất có thể Từ đó, giúp đánh giá toàn diện về thực trạng cũng như hiệu quả các giải pháp giảm tổn thất điện năng để đơn vị áp dụng

DUT.LRCC

III ĐỐI TƯỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨU

- Phạm vi nghiên cứu: “Tính toán, đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện trung áp 22 kV khu vực thành phố Kon Tum” bằng phần mềm PSS DEPT

- Đối tượng nghiên cứu: Lưới điện trung áp 22kV khu vực thành phố Kon Tum

IV PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU

Để giải quyết các mục tiêu nêu trên, luận văn đưa ra phương pháp nghiên cứu như sau:

- Nghiên cứu lý thuyết: các lý thuyết về tổn thất điện năng trên lưới điện

- Tìm hiểu, thu thập số liệu, phân tích hiện trạng nguồn, lưới điện, nhu cầu sử dụng điện năng và tình hình cung cấp điện trên địa bàn thành phố Kon Tum

- Sử dụng phần mềm PSS DEPT mô phỏng, tính toán tổn thất công suất lưới điện trung thế thành phố Kon Tum Từ số liệu tổn thất công suất, tính ra tỉ lệ tổn thất điện năng theo phương pháp K đồ thị như hướng dẫn của Tập đoàn Điện lực Việt Nam

- Đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện trung áp thành phố Kon Tum

V Ý NGHĨA KHOA HỌC VÀ THỰC TIỄN CỦA ĐỀ TÀI

Trong quá trình truyền tải điện năng từ nơi sản xuất đến nơi tiêu thụ, lượng tổn thất điện năng trong quá trình này là rất lớn Chất lượng điện áp ở một số nút trong lưới điện không đáp ứng được tiêu chuẩn, độ tin cậy cung cấp điện rất thấp… Giảm tổn thất điện năng xuống mức thấp nhất có thể trong những năm qua vẫn là bài toán khó của ngành điện Do đó, thực hiện giảm tổn thất điện năng lưới điện trung thế góp phần nâng cao chất lượng điện năng để hệ thống điện hoạt động hiệu quả hơn sẽ góp phần tích cực đưa nền kinh tế đất nước phát triển bền vững

Đề tài nghiên cứu xuất phát từ nhu cầu thực tế của lưới điện trung áp thành phố Kon Tum, do đó kết quả mang tính thực tiễn, có thể áp dụng và nhân rộng rộng rãi

VI BỐ CỤC LUẬN VĂN

Luận văn được biên chế gồm phần Mở đầu, phần nội dung chính có 03 chương, phần Kết luận và kiến nghị, cụ thể như sau:

- Mở đầu

- Chương 1: Tổng quan lưới điện phân phối Thành phố Kon Tum

- Chương 2: Đánh giá tổn thất điện năng lưới điện 22 kV khu vực thành phố Kon Tum năm 2019

- Chương 3: Các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện trung áp 22 kV điện lực thành phố Kon Tum và đề xuất các giải pháp đầu tư trong năm 2020

- Kết luận và kiến nghị

DUT.LRCC

Chương 1 TỔNG QUAN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ KON TUM 1.1 Đặc điểm tự nhiện khu vực thành phố Kon Tum

1.1.1 Vị trí địa lý – kinh tế

Thành phố Kon Tum nằm ở địa hình lòng chảo phía nam tỉnh Kon Tum, trên độ cao khoảng 525m, và được uốn quanh bởi thung lũng sông Đăk Bla Phía Tây thành phố giáp huyện Sa Thầy, phía Bắc giáp huyện Đắk Hà, phía Đông giáp huyện Kon Rẫy và phía Nam giáp huyện Chư Păh thuộc tỉnh Gia Lai

Thành phố Kon Tum được thành lập vào ngày 10 04 2009 Sau 10 năm xây dựng

và phát triển, thành phố đã đạt được những thành tựu rất đáng tự hào, tạo dựng cho mình một vóc dáng đô thị đầy tiềm năng, với sự phát triển đồng bộ trên mọi lĩnh vực Kinh tế duy trì mức tăng trưởng tương đối cao, giai đoạn 2016-2018 đạt gần 19% năm; thu nhập bình quân đầu người ngày càng tăng, năm 2018 đạt 45 triệu đồng, tăng 3 lần so với năm 2009 Cơ cấu kinh tế chuyển dịch đúng định hướng, tăng dần tỷ trọng ngành công nghiệp - xây dựng, thương mại-dịch vụ, giảm dần tỷ trọng ngành nông, lâm, thủy sản Thu ngân sách nhà nước trên địa bàn tăng nhanh, năm 2018 đạt hơn 1.700 tỷ đồng, tăng 3,7 lần so với cách đây 10 năm

Thành phố Kon Tum xác định 4 ngành kinh tế mũi nhọn của địa phương là: Trồng cây lâu năm, công nghiệp chế biến nông lâm sản, sản xuất sản phẩm từ khai thác khoáng sản, thương mại - dịch vụ

Thành phố cũng đã xác định 7 sản phẩm chủ lực là: cao su và các sản phẩm từ cao su; mì và các sản phẩm chế biến từ mì; rau, hoa; mía, đường; gạch, ngói, cát, đá, sỏi xây dựng; hàng thủ công mỹ nghệ; sản phẩm dịch vụ tài chính - ngân hàng, dịch vụ khách sạn - nhà hàng

1.1.2 Điều kiện tự nhiên, xã hội

Thành phố Kon Tum có đặc điểm khí hậu vùng núi Tây Nguyên, nhưng do nằm ở địa hình thung lũng thấp chịu tác động của hiện tượng gió phơn, khí hậu thành phố có nhiều khác biệt so với các vùng lân cận là độ ẩm, số ngày mưa và lượng mưa hàng năm thấp hơn, nhiệt độ trung bình năm tương đối cao hơn, nhiệt độ trung bình hàng năm 23,5oC

Diện tích của thành phố là 433 km², dân số là 160.724 người, gồm 20 dân tộc sinh sống chủ yếu là dân tộc Kinh, Ba Na, Xơ Đăng… Thành phố có 21 đơn vị hành chính gồm 10 phường: Duy Tân, Lê Lợi, Ngô Mây, Nguyễn Trãi, Quang Trung, Quyết Thắng, Thắng Lợi, Thống Nhất, Trần Hưng Đạo, Trường Chinh và 11 xã: Chư Hreng, Đắk Blà, Đắk Cấm, Đắk Năng, Đắk Rơ Wa, Đoàn Kết, Hòa Bình, Ia Chim, Kroong, Ngọk Bay, Vinh Quang

DUT.LRCC

Về giao thông, thành phố có hai trục huyết mạch kết nối vùng miền là Quốc lộ 14

đi các tỉnh Bắc – Nam đổng thời kết nối với Lào, CamPuChia qua Ngã 3 Đông Dương

và quốc lộ 24 đi tỉnh Quảng Ngãi cũng như duyên hải Nam Trung Bộ…

1.2 Đặc điểm lưới điện trung áp thành phố Kon Tum

1.2.1 Nguồn điện

TBA 110 kV Kon Tum (E45): nằm trên địa bàn thành phố Kon Tum cấp điện cho khu vực thành phố Kon Tum và huyện Sa Thầy với tổng công suất phụ tải cực đại Pmax =37,191MW Trong đó công suất cấp cho thành phố Kon Tum là 31,5 MW Toàn bộ phụ tải trên địa bàn thành phố được cấp điện từ trạm biến áp 110kV Kon Tum gồm 02 máy biến áp với tổng công suất đặt là 65MV qua 11 xuất tuyến 22kV

cụ thể như sau:

- MBA T1: 40MVA - 110/22 kV, Pmax=23,091 MW mang tải 57,72%;

- MBA T2: 25MVA - 110/22 kV, Pmax=14,1 MW mang tải 56,4%;

- Có 11 xuất tuyến 22 kV bao gồm: 472, 473, 474, 475, 476, 477, 479, 481, 485,

487, 489 Trong đó xuất tuyến 472, 473 cấp điện cho khu vực thành phố và huyện Sa Thầy

1.2.2 Lưới điện

1.2.2.1 Sơ đồ nguyên lý lưới điện 22Kv khu vực thành phố Kon Tum

Hình 1.1 Sơ đồ nguyên lý lưới điện 22 k V thành phố Kon Tum

DUT.LRCC

Hình 1.2 Sơ đồ nguyên lý lưới điện 22k V phía Nam ĐăkBla thành phố Kon Tum

1.2.2.2 Khối lượng quản lý

Đến 6/2019, Điện lực thành phố Kon Tum quản lý vận hành với khối lƣợng nhƣ Bảng 1.1 [11, 12]

Bảng 1.1 Tổng hợp khối lượng LĐPP quản lý

điện

Khách hàng

1 Đường dây trung thế, cao thế 496.41 460 36.41

1.2.2.3 Đánh giá hiện trạng lưới điện

- Đường dây trung thế 496 km, trong thành phố chủ yếu dùng các loại dây XLPE

240, 185, 150, 120 ; C240, 185, 150, 120 cho trục chính và XLPE 95, 70, 50 mm2;

AC 95, 70, 50 mm2 cho các nhánh rẽ Một số đường dây trục chính, các mạch vòng liên lạc tiết diện nhỏ, vận hành lâu năm nên chất lượng đã xuống cấp cần có kế hoạch

để nâng cấp, cải tạo Cụ thể: đường dây xuất tuyến 472, 473 E45 đi huyện Sa Thầy đường dây dài tiết diện nhỏ

- Đường dây hạ thế 503km, dây dẫn chủ yếu là dây vặn xoắn chủng loại BC: 4x70, 4x95, 4x120, 4x150, 4x185 mm2 và dây dẫn sợi đơn treo trên sứ gồm các chủng loại như: AV-120, AV-95, AV-70, AV-50, AV-35 Bán kính cung cấp điện của mạng lưới điện hạ thế khu vực nội thị <= 400 m, khu vực vùng ven trung bình từ 400 – 600 m Một số đoạn đường dây tiết diện nhỏ, vận hành lâu ngày đã xuống cấp, bán kính cấp điện lớn ảnh hưởng đến chất lượng điện áp và tổn thất điện năng

- Xuất tuyến 472 TB 110 Kon Tum và xuất tuyến 473 TB 110 Kon Tum đường dây dài, công suất truyền tải lớn nhưng nhiều đoạn đường dây tiết diện 120 nên tổn thất cao, điện áp cuối nguồn thấp

- Trạm biến áp phụ tải: có 584 MBA tổng dung lượng 116,583MV trong đó 517

MB 3 pha (chiếm 96,8%), 17 TB 1 pha ( chiếm 3,2%) Hầu hết các TB trong nội thị đều có mạch hạ thế liên lạc Tình trạng mang tải MB như Bảng 1.2

DUT.LRCC

Trạm có TT>5, CS>50kV

- Máy cắt Recloser: có 29 cái đã 100% kết nối Scada, dao cắt có tải LBS 34 cái 100% kết nối Scada

1.3 Tình hình thực hiện tổn thất điện năng các năm 2016, 2017, 2018 và 2019

1.3.1 Khái niệm và cách tính tổn thất

1.3.1.1 Khái niệm và cách tính tổn thất báo cáo (tổn thất kinh doanh)

Hiện nay trong công tác quản lý kinh doanh điện năng tại các Điện lực, việc tính toán tổn thất báo cáo hàng tháng đang thực hiện trên nguyên tắc:

- Điện nhận: được ghi nhận sản lượng từ (00h00) ngày đầu tháng đến (24h00) ngày cuối tháng;

- Thương phẩm được ghi nhận theo từng phiên ghi điện, ghi nhận sản lượng từ một ngày nhất định của tháng trước đến cùng ngày của tháng sau

Do việc ghi nhận sản lượng điện nhận và thương phẩm không đồng thời nên kết quả của việc tính toán này bị ảnh hưởng bởi các yếu tố như phụ tải biến động, thời tiết thay đổi, số ngày điện nhận và thương phẩm không bằng nhau,… dẫn đến kết quả tính toán tổn thất tổng của từng Điện lực hàng tháng không thực

Phương pháp này có ưu điểm là đơn giản trong quá trình thực hiện, thời gian lũy

kế càng dài thì các yếu tố sai số càng nhỏ

Việc ghi nhận thương phẩm và điện nhận để tính TTĐN báo cáo luôn gối đầu từ tháng trước với tháng sau Với kết quả của TTĐN báo cáo không thể biết được tổn thất của đơn vị hiện tại cụ thể nằm ở khu vực nào để khoanh vùng xử lý

1.3.1.2 Khái niệm chương trình hiệu suất khu vực

Để có kết quả tổn thất thực hàng tháng nhằm kịp thời có các giải pháp giảm tổn thất trong từng tháng, KTPC áp dụng phương pháp ghi nhận tổn thất có hình dạng chữ nhật (vì ngày ghi sản lượng trung áp và hạ áp không cùng ngày)

Tác giả đề cập đến chương trình hiệu suất khu vực (HSKV) mà Điện lực Thành phố Kon Tum đang triển khai thực hiện và trên nguyên tắc:

DUT.LRCC

- Ghi nhận sản lượng điện nhận và thương phẩm cho từng khu vực trung và hạ áp trong cùng một ngày để tính toán tổn thất cho từng khu vực Tổng tổn thất trung áp và

hạ áp là tổn thất chung của toàn hệ thống, tổn thất này gọi là tổn thất hình chữ nhật hay

Phương pháp này có ưu điểm là tính tổn thất trên từng khu vực nhỏ, tổng từng khu vực nhỏ là kết quả tổn thất chung của toàn hệ thống Khi biết được tổn thất trên từng khu vực sẽ có các giải pháp giảm TTĐN phù hợp cho từng khu vực

Mô tả phương pháp tính TTĐN hiệu suất khu vực trong 1.4

Bảng 1.4 Mô tả phương pháp tính TTĐN hình chữ nhật

TT Cấp điện áp Phương pháp tính tổn thất điện năng hàng tháng

các TB công công theo từng phiên ghi điện từ ngày 08-24 hàng tháng như sau:

- Bước 1: ngày tháng n ghi công tơ tổng tại TB

số 1 ( T n) và các công tơ khách hàng dùng điện thuộc TB số 1 ( TP n)

- Bước 2: ngày tháng n+1 ghi công tơ tổng tại

TB số 1 ( T n+1) và các công tơ khách hàng dùng điện thuộc TB số 1( TP n+1)

- Bước 3: tính TTĐN tháng của TB số 1

AT= A T n+1 - A T n

ATP= A TP n+1 - A TP n ∆ % = [(AT - ATP)/ (AT)]* 100

DUT.LRCC

TT Cấp điện áp Phương pháp tính tổn thất điện năng hàng tháng

áp thuộc xuất tuyến 1 ( TP n)

- Bước 2: ngày 01 tháng n+1 ghi công tơ tổng tại xuất tuyên số 1 ( T n+1) và các công tơ tổng các trạm biến áp thuộc xuất tuyến 1 ( TP n+1)

- Bước 3: tính TTĐN tháng của xuất tuyến số 1

AT= A T n+1- A T n

ATP= A TP n+1- A TP n ∆ % = [( T - ATP)/ (AT)]* 100

1.3.1.3 Kết quả thực hiện các chỉ tiêu sản xuất kinh doanh và tổn thất điện năng

Hàng năm, trên cơ sở kế hoạch Tổng công ty Điện lực miền Trung giao, Công ty Điện lực Kon Tum giao chỉ tiêu SXKD cho các Điện lực trực thuộc Các chỉ tiêu SXKD chính bao gồm: Sản lượng điện thương phầm, tỉ lệ tổn thất điện năng, chỉ tiêu

độ tin cậy cung cấp điện, giá bán điện bình quân và tỉ lệ thu tiền điện Kế hoạch tiền lương hành năm của Điện lực được tính và giao trên cơ sở hoàn thành kế hoạch SXDK, trong đó chủ yếu phụ thuộc vào chỉ tiêu điện thương phẩm và tổn thất điện năng Trước tình hình trên, để đảm bảo thu nhập cho CBCVN, các Điện lực phải tập trung mọi nguồn lực để hoàn thành kế hoạch SXKD hàng năm Trong đó tập trung làm tốt công tác quản lý vận hành và quản lý kinh doanh nhằm giảm suất sự cố, giảm tổn thất điện năng, tăng điện thương phẩm, tăng giá bán điện bình quân, và tăng tỉ lệ thu tiền điện Điện lực Thành phố Kon Tum thực hiện nhiệm vụ SXKD kết quả như sau:

Bảng 1.5 Các chỉ tiêu SXKD thực hiện năm 2016, 2017, 2018 và 2019

Qua thực trạng lưới điện lưới điện khu vực thành phố Kon Tum, ta nhận thấy một

số xuất tuyến 22kV mang tải cao nhưng tiết diện dây vẫn còn nhỏ, một số điểm mở chưa tối ưu, một số tụ bù trung thế bố trí chưa hợp lý, tổn thất điện năng giảm qua từng năm, năm 2019 là 3,51% Tuy nhiên, tổn thất khu vực thành phố chiếm tỉ trọng cao chiếm 33,67% so với toàn Công ty Vì vậy, việc nghiên cứu giải pháp giảm tổn thất là cấp thiết Để giảm tổn thất điện năng, giảm chi phí trong vận hành ta cần thực hiện đồng bộ các giải pháp như nâng tiết diện dây dẫn trung thế, tính toán điểm mở tối

ưu và tính toán vị trí bù tối ưu

Sản lượng

TT (kWh) %

Sản lượng TT (kWh)

%

DUT.LRCC

Chương 2: ĐÁNH GIÁ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN 22 KV ĐIỆN

LỰC THÀNH PHỐ KON TUM NĂM 2019 2.1 Giới thiệu tổng quan về tổn thất điện năng và tổn thất công suất trong lưới điện phân phối các phương pháp tính TTĐN, phương pháp tính TTĐN theo EVN

2.1.1 Tổn thất và nguy n nhân gây tổn thất

Tổn thất điện năng trên LĐPP có thể phân ra các thành phần tổn thất kỹ thuật và tổn thất phi kỹ thuật hay còn gọi là tổn thất thương mại

2.1.1.1 Tổn thất k thuật

Tổn thất kỹ thuật là lượng điện năng tiêu hao tất yếu xảy ra trong quá trình truyền tải và phân phối điện [2, 8] Do dây dẫn, máy biến áp, thiết bị trên lưới đều có trở kháng nên khi dòng điện chạy qua gây tiêu hao điện năng do phát nóng máy biến áp, dây dẫn và các thiết bị điện Ngoài ra đường dây dẫn điện cao áp từ 110 kV trở lên còn

có tổn thất vầng quang; dòng điện qua cáp ngầm, tụ điện còn có tổn thất do điện môi, đường dây điện đi song song với đường dây khác như dây chống sét, dây thông tin

có tổn hao điện năng do hỗ cảm,…

Tổn thất kỹ thuật trên lưới điện bao gồm tổn thất công suất (TTCS) tác dụng và TTCS phản kháng TTCS phản kháng do từ thông rò, gây từ hóa trong các máy biến

áp và cảm kháng trên đường dây [1] TTCS phản kháng chỉ làm lệch góc và ít ảnh hưởng đến tổn thất điện năng (TTĐN) TTCS tác dụng có ảnh hưởng đáng kể đến TTĐN Tổn thất kỹ thuật lớn do các nguyên nhân chủ yếu sau đây [1, 2, 5]

- 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 TTĐN trên dây dẫn

- Máy biến áp vận hành non tải hoặc không tải sẽ không phù hợp với hệ thống đo đếm dẫn tới TTĐN 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 TTĐN 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 l i 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 TTĐN

- Tổn thất dòng rò: Sứ cách điện, chống sét van và các thiết bị không được kiểm tra, bảo dư ng hợp lý dẫn đến dòng rò lớn, phóng điện

- Đối với hệ thống nối đất trực tiếp, lặp lại không tốt dẫn đến TTĐN sẽ cao

DUT.LRCC

- 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 bố trí vị trí và dung lượng bù không hợp lý

- Tính toán phương thức vận hành không hợp lý, để xảy ra sự cố dẫn đến phải sử dụng phương thức vận hành bất lợi và TTĐN tăng 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 lắp đặt

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

hệ thống và tăng TTĐN

- Các điểm tiếp xúc, các mối nối tiếp xúc kém nên làm tăng nhiệt độ, tăng TTĐN

- Hiện tượng vầng quang điện: đối với đường dây điện áp cao từ 110kV trở lên xuất hiện hiện tượng vầng quang điện gây TTĐN

- 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;

2.1.1.2 Tổn thất thương mại

Tổn thất thương mại 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 thương mại cũng một phần chịu ảnh hưởng của năng lực và công cụ quản lý của nội bộ các Công ty Điện lực, trong đó có phương tiện máy móc, máy tính, phần mềm quản lý [5, 6]

Tổn thất thương mại bao gồm các dạng tổn thất như sau:

- Các thiết bị đo đếm như công tơ, TU, TI không phù hợp với phụ 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 trong khâu quản lý: TU mất pha, TI, công tơ hỏng chưa kịp xử lý, thay thế kịp thời, lắp đặt công tơ 3 pha với sơ đồ TI thiếu, không thực hiện đúng chu k kiểm định và thay thế công tơ định k 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 TTĐN

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

- Khách hàng tác động tiêu cực vào công tơ đo đếm gây sai lệch chỉ số,…, khách hàng tự ý câu móc điện trước công tơ để sử dụng,…

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

DUT.LRCC

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

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

2.1.2 Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số tổn thất công suất & tổn thất điện năng trong HTĐ

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

Đây chính là nội dung phức tạp và hiện nay còn đang gây nhiều tranh cãi nhất Khi tính toán thiết kế, với yêu cầu rất thấp, độ chính xác không cao có thể áp dụng nhiều cách tính gần 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 TTĐN sẽ là:

Cách tính này chỉ cần xác định 2 đại lượng Pmax và  Trị số Pmax có thể xác định chính xác được Thường trong tính toán của chúng ta hiện nay giá trị của  (khó khăn chính là không thể tính đúng được) thường được xác định theo các biểu thức sau:

- Công thức kinh điển:

max

min max

max

287601

87608760

2

P P

P

P T

T T

8760.87,08760.13,0

DUT.LRCC

trở xuống, tổn thất chủ yếu do điện trở gây tỏa nhiệt và do quá trình biến đổi điện từ [5]

Mỗi phần tử của hệ thống điện được đặc trưng bằng các thông số, các thông số này xác định bằng các tính chất vật lý, sơ đồ nối các phần tử và nhiều điều kiện giản ước khác

a Đư ng dây tải điện

Bỏ qua sự rò rỉ dòng điện qua sứ cách điện, tổn thất vầng quang vì các đại lượng này ở lưới phân phối rất bé Sơ đồ đơn giản của một đoạn đường dây là tổng trở Z ở Hình 2.1 Ta xét trường hợp đơn giản đường dây với một phụ tải ở Hình 2.2

Hình 2.1 Sơ đồ thay thế đơn giản của đư ng dây

Hình 2.2 Sơ đồ thay thế đơn giản của đư ng dây với 1 ph tải

Từ sơ đồ trên ta có công thức xác định công suất toàn phần như sau:



I (2.6) Trong đó:

Hình 2.3 Sơ đồ thay thế đơn giản của máy biến áp

Có thể phân TTCS trong MB thành 2 thành phần, đó là thành phần phụ thuộc vào tải và thành phần không phụ thuộc vào phụ tải Thành phần không phụ thuộc vào phụ tải là tổn thất trong l i thép MB hay còn gọi là tổn thất không tải Tổn thất không tải được xác định theo các số liệu kỹ thuật máy biến áp

S0 = P0 + jQ0

Q0 = I0Sdm/100 Trong đó:

 I0 là dòng điện không tải tính theo phần trăm;

 P0 , Q0 là tổn thất công suất tác dụng và phản kháng khi không tải Thành phần tổn thất phụ thuộc vào công suất tải qua MB hay thường gọi là tổn thất đồng, có thể xác định tổn thất đồng trong MB hai cuộn dây theo công thức:

Pcu = 3I2Rb =(P Q R)

U b

 Sdm : công suất định mức máy biến áp;

 S : công suất tải của máy biến áp;

 Pn : tổn thất ngắn mạch

Trong trường hợp có n máy biến áp giống nhau làm việc song song thì tổn thất công suất trong n máy bằng:

n o âm

n o

S n

S U Q n

Q

S n

S P P n

100

2 2 2

c Thiết bị bù

TTCS trong các tụ điện gồm tổn thất trong phần cách điện và phần kim loại Khó khăn cơ bản nhất 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 [2] Do vậy các tụ điện được chế tạo với điện dung không lớn Công suất cần thiết của các cụm tụ bù được lựa chọn bằng cách nối tiếp hay song song các tụ riêng biệt Tổn thất công suất tác dụng trong

tụ điện có thể lấy tỷ lệ thuận với công suất định mức của chúng, tức là:

Ptụ = pr tụ * Qđm tụ (2.10)

Ở đây pr tụ là TTCS trong tụ tính bằng kW/kVAr, cụ thể:

- Đối với tụ 6 -10 KV :  prtụ = 0,003 kW/kVAr;

- Đối với tụ  1000 kV :  prtụ = 0,0004 kW/kVAr

Ngày nay với kỹ thuật và công nghệ hiện đại, các tụ điện được chế tạo có TTCS rất nhỏ

d Nhiệt độ

Khi tính toán TTCS và TTĐN, gần đúng ta xem điện trở tác dụng của đường dây

là không đổi Nhưng thực tế, điện trở thay đổi theo nhiệt độ của dây dẫn

Trong đó:

 R0 : Điện trở của dây dẫn ở 200C

  : Hệ số nhiệt điện trở, đối với dây nhôm l i thép  = 0,004

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 03 điều kiện cơ bản: dòng điện tải, nhiệt độ không khí làm mát và tốc độ gió Khi phụ tải của dây dẫn cao (lớn hơn 60 - 70 % phụ tải cho phép theo điều kiện đốt nóng), thì TTCS và TTĐN có thể tăng khoảng 6 - 10%

e Thay đổi cấu trúc và phương thức vận hành

Thực tế cấu trúc 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 các đường dây, trạm biến áp bị sự cố, tiến hành sửa chữa định k hoặc để nâng cao tính kinh tế của lưới điện, … Ứng với mỗi trạng thái, phương thức vận hành khác nhau, phân bố công suất trên lưới điện sẽ thay đổi, khi đó giá trị TTCS cũng sẽ thay đổi tương ứng Trong quá trình tính toán, chúng ta phải xét đến đầy đủ các tình trạng vận hành có thể có Trên cơ

sở tính toán sẽ xác định được sơ đồ cấu trúc tối ưu của lưới điện trong chế độ vận hành đặc trưng có lợi nhất về khía cạnh tổn thất

DUT.LRCC

2.1.2.3 Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số TTĐN

Các yếu tố ảnh hưởng đến TTCS đều ảnh hưởng đến TTĐN Ngoài ra TTĐN còn phụ thuộc vào biểu đồ phụ tải, đặc tính thiết bị của các hộ tiêu thụ điện, cấu trúc lưới điện và phương thức vận hành Việc sử dụng các giải pháp kỹ thuật cũng như khuyến khích kinh tế trong vấn đề 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 ph tải và các yếu tố ảnh hưởng đến TTĐN trong LĐPP

Mỗi hộ tiêu thụ được đặc trưng bằng một biểu đồ phụ tải, trên đó cho chúng ta biết các thông số như Pmax, Pmin, Tmax, tỷ số giữa Pmax /Pmin Dễ dàng thấy TTĐN phụ thuộc nhiều vào hình dáng của biểu đồ phụ tải, sự chênh lệch của phụ tải giữa cao và thấp điểm, Tmax và thời gian TTCS cực đại τ Để giảm TTĐN cần tìm giải pháp giúp 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 các giờ thấp điểm, tăng Tmax,… Tất cả những vấn đề trên sẽ làm thay đổi đồ thị phụ tải theo chiều hướng có lợi cho việc giảm tổn thất

b Độ chính xác 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 tỷ đồng trong kinh doanh điện năng Do đó nâng cao độ chính xác tính toán TTĐN 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 thường mang tính ngẫu nhiên Tuy vậy ta vẫn có thể tìm ra những quy luật nhất định Để tính toán chính xác được TTĐN, chúng 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 LĐPP do số lượng các hộ tiêu thụ điện quá lớn, hộ sinh hoạt phân bố xen kẽ với hộ sản xuất Tuy nhiên điều này trong một tương lai gần có thể thực hiện được khi hệ thống SC D được đưa vào sử dụng, sẽ cho phép chúng ta thu thập 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 v n hành LĐPP

2.1.3.1 Cơ sở phương pháp

Khi tính thiết kế LĐPP, do yêu cầu độ chính xác không cao ta thường sử dụng phương pháp gần đúng để tính phân bố công suất và tổn thất trong mạng điện theo điện áp định mức Cách tính này không thể sử dụng để phân tích tổn thất lưới điện cụ thể đang vận hành, nhất là khi muốn đánh giá hiệu quả tối ưu của các giải pháp kỹ

DUT.LRCC

thuật tác động vào lưới điện do không xét đến độ sụt áp của lưới, hiệu quả của việc điều chỉnh điện áp, hiệu quả của thiết bị bù [5] 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

Hình 2.4 sau đây là sơ đồ khối các bước tính toán của phép lặp Newton trong các phương trình tính toán

Khối chính của phương 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 này, ví

dụ phương pháp loại trừ Gauss Tiêu chuẩn hội tụ được dùng là ε(i)

< ESP hoặc trị số công suất không cân bằng ở nút k bất k 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(0) đủ gần với nghiệm thì chắc chắn sẽ hội tụ Điều kiện này là hết sức khó khăn với nhiều bài toán

Tuy nhiên với hệ thống điện, việc xác định X(0) luôn luôn có thể 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 hệ thống cung cấp điện

DUT.LRCC

Hình 2.4 Sơ đồ thuật toán của phương pháp Newton

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 k ), tuy nhiên thường dễ có khả năng xử lý để lựa chọn được giá trị ban đầu X(0) thích hợp

Xác định TTCS trong điều kiện vận hành b ng chương trình tính toán

Việc tính toán chính xác TTCS trong lưới điện hiện nay được thực hiện tương đối

dễ dàng nhờ các chương trình tính toán giải tích mạng điện [7, 9] Vấn đề ở đây là:

DUT.LRCC

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

- Cần lựa chọn chương trình tính toán 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 khoa học máy tính 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, có thể sử dụng các phần mềm như Conus, Matlab, PSS DEPT,

2.1.4 Các phương pháp tính toán TTĐN trong LĐPP

2.1.4.1 Phương pháp tích phân đồ thị

Giả sử quy luật biến thiên của dòng điện như Hình 2.5a và 2.5b, 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 2.5) hay hình thang (Hình 2.6)

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

t I n

t t I dt

I T

o

n t n

t t

1 2 1

2 2

1

2 2

2 2

22

n

t t n

o T

o t

I n

t R

1

2 2

2

2

I I n

t R

Trong đó tương ứng dòng điện, công suất và điện áp: I [ ], S[kV ], U[kV]

DUT.LRCC

Phương pháp tích phân đồ thị có độ chính xác cao, nhưng khó thực hiện 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 độ chính xác, vì hệ thống luôn có sự biến đổi thường xuyên và không thường xuyên của những ngày khảo sát

2.1.4.2 Phương pháp d ng điện trung bình bình phương

Giả sử dọc theo đường dây hệ thống truyền tải, dòng điện Itb không đổi 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:

dt I R T RI A

T t tbbp  





0

2 2

3

Như vậy dòng điện trung bình bình phương sẽ là:

T

dt I I

T t tbbp



 0

2

(2.18) Tích phân ở biểu thức (2.17, 2.18) được tính theo biểu thức (2.13, 2.14) Nếu đã biết giá trị dòng điện Itbbp thì TTĐN trên đường dây [kWh] tính theo biểu thức:

Δ =3I2

Trong đó:

 T: Thời gian tính toán [h]

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

Itbbp = Imax(0,12 + Tmax.10-4) (2.20) Hoặc theo dòng điện cực đại và thời gian TTCS cực đại τ:



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

2.1.4.3 Phương pháp th i gian tổn thất

Theo phương pháp này TTĐN [10] được xác định theo biểu thức:



2 max 2

Để xác định TTĐN theo công thức (1.22) cần phải xác định τ; τ được xác định nhờ mối quan hệ giữa Tmax và cosφ Quan hệ τ =f (Tmax, cosφ) có nhiều phương pháp xây dựng khác nhau Mỗi đường cong biểu diễn quan hệ đó được xây dựng theo một số điều kiện khác nhau như không tính đến hình dạng đồ thị phụ tải, hay không xét đến

sự biến đổi hệ số công suất Chúng ta cũng có thể xác định τ bằng các công thức kinh nghiệm (2.2, 2.3, 2.4, 2.5)

Ngoài ra, ta thấy rằng cơ sở để xác định τ lại là Tmax và cos φ cũng rất bất định Cosφ trong lưới rất không đồng nhất nên chỉ có thể chấp nhận trị số trung bình Còn T-

max = A/Pmax lại càng bị phụ thuộc nhiều vào cách lấy mẫu thống kê Sai số của Pmaxkhi thiết lập đồ thị phụ tải trong phạm vi khá lớn là điều có thể xảy ra

2.1.4.4 Phương pháp đư ng cong tổn thất

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 Ch ng 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 [13] 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 cong 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 theo các bước thứ tự 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 R 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

DUT.LRCC

Hình 2.7 Xây dựng biểu đồ TTCS và xác định TTĐN b ng đư ng cong tổn thất

Trên hình 2.6 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.

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:

A

phụ thuộc vào tổn hao không tải của các MBA trong lưới điện là chính

 Δ 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

DUT.LRCC

Độ 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 Ch ng 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 cosφ cho 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 có phụ tải trong lưới điện đã tồn tại một lượng tổn hao không tải nhất định

2.1.4.5 Phương pháp tính toán TTĐN theo quy định của EVN

Do đặc thù của lưới điện phân phối hiện nay 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 (EVN) sử dụng thống nhất phương pháp tính tổn thất điện năng [10, 11, 12] như sau:

A A

A = ΔP 0 .T +ΔP max .T.K đt (2.24)

Trong đó:

 Δ : 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, với:

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

2.2 Tìm hiểu về phần mềm PSS ADEPT để tính toán TTĐN

2.2.1 Tổng quan về phần mềm PSS/ADEPT

Khi tính toán thiết kế lưới phân phối, do yêu cầu độ chính xác không cao người ta thường sử dụng phương pháp gần đúng khi tính phân bổ công suất cũng như tổn thất trong mạng điện theo điện áp định mức Cách tính này không thể sử dụng để phân tích tổn thất các lưới điện cụ thể khi vận hành, nhất là khi muốn đánh giá hiệu quả tối ưu của các giải pháp kỹ thuật tác động vào lưới điện khi xét đến sụt áp của lưới, hiệu quả

DUT.LRCC

của việc điều chỉnh điện áp, hiệu quả của các thiết bị bù Đối với lưới điện phân phối

số lượng đường dây, máy biến áp rất lớn Cần phải lựa chọn phần mềm tính toán đủ mạnh cho phép tính với số lượng biến lớn và phù hợp, có thể xét đến đầy đủ các yếu tố

để tạo nên độ chính xác thỏa đáng

Hiện nay để tính toán các chế độ hệ thống điện có thể sử dụng nhiều phần mềm khác nhau: PSS E, PSS DEPT, POWERWORLD SIMUL TOR, CONUS Mỗi phần mềm đều có một số chức năng và phạm vi ứng dụng khác nhau, trong đó PSS/ADEPT [7, 9] thường được sử dụng tính toán cho lưới phân phối

PSS DEPT viết tắt từ tên gọi Power System Simulator/Advanced Distribution

Engineering Productivity Tool Đây là phần mềm của hãng Shaw Power

Technologies, được xây dựng như là một công cụ để thiết kế, phân tích, tính toán qui hoạch lưới điện phân phối PSS DEPT cho phép ta thiết kế, sửa chữa và phân tích các sơ đồ và mô hình của hệ thống điện một cách trực quan bằng giao diện đồ họa với

số nút không hạn chế [9]

Các chức năng của PSS DEPT như sau:

- Tính toán về phân bố công suất: Cho ta kết quả về trị số điện áp và góc pha tại các nút; dòng điện, công suất, tổn thất công suất tác dụng, tổn thất công suất phản kháng dưới dạng tổng hay từng pha trên từng đoạn dây dẫn, thiết bị đóng cắt, máy biến

áp, phụ tải, … Các kết quả này được thể hiện dưới dạng bảng hoặc trực tiếp trên giao

diện đồ họa;

- Phân tích điểm dừng tối ưu TOPO (viết tắt từ tên gọi Tie Open Point Optimization): Xác định trạng thái đóng cắt trên thiết bị 3 pha hình tia, sao cho tổn thất công suất thấp nhất dựa trên nguyên tắc dòng công suất chạy qua thiết bị đóng cắt

là bé nhất;

- Tối ưu vị trí lắp đặt tụ bù C PO (viết tắt từ tên gọi Optimal Capacitor Placement): Tính toán lắp đặt tụ bù tại các vị trí thích hợp để TTCS là bé nhất;

- Phân tích độ tin cậy trên lưới điện;

- Tính toán các thông số đường dây tải điện;

Do tính chất phụ tải chủ yếu là quản lý tiêu dùng dân cư, công nghiệp – xây dựng

và chiếu sáng công cộng, thương mại dịch vụ chiếm tỷ lệ nhỏ Qua điều tra và số liệu

DUT.LRCC

tại điện lực về các trạm biến áp, phụ tải ta thiết lập thông số phân loại phụ tải ở thẻ Load categories như hình 2.9 Qua đồ thị phụ tải điển hình trong năm nhận thấy thời điểm phụ tải cực đại chiếm khoảng 0,25 tổng thời gian trong ngày, ta xây dựng đồ thị phụ tải cho trong thẻ Load snapshots hình 2.9.

Hình 2.8: Thẻ xây dựng đồ thị ph tải Hình 2.9: Thẻ phân loại ph tải

2.2.3 Khai báo, nh p dữ iệu và tính toán tr n phền mềm PSS/ADEPT 5.0

* Bước 1 Thiết lập thông số mạng lưới

- Khai báo cho phần mềm PSS DEPT biết thư viện thông số các tuyến dây của lưới điện áp dụng

+ Cách thao tác: Vào meu File\Program Settings (hộp thoại Program Settings) + Chọn nút lệnh mục Cons-truction dictionnary để chọn thư viện dây

+ Chọn file Exemple\ pti.con

+ Chọn OK

DUT.LRCC

Hình 2.10: Thiết lập thông số mạng lưới

- Xác định thông số thuộc tính của lưới điện: Khai báo cho phần mềm PSS DEPT thiết lập ngay từ đầu các thuộc tính của lưới điện như: Điện áp qui ước là điện áp pha hay điện áp dây và trị số, tần số, công suất biểu kiến cơ bản……

- Cách thao tác: Vào meu File\ Network Properties (hộp thoại Network Properties)

* Bước 2: Tạo sơ đồ

- Vẽ sơ đồ lưới điện cần tính toán vào chương trình PSS DEPT

- Trong phần mềm PSS DEPT có một môi trường để thiết kế sơ đồ của lưới, trên thanh công cụ vẽ có các loại đối tượng cho việc vẽ sơ đồ lưới điện như nút, máy phát, máy biến

áp, thanh cái, đường dây, tải điện…

Hình 2.11: Hộp thoại network properties

DUT.LRCC

- Khi thiết lập sơ đồ, chúng ta tiến hành xác định các nút, sau đó nối các nút bằng đường dây, máy biến áp, phụ tải., chú ý khi vẽ chúng ta tiến hành vẽ từ nguồn đi về tải, nếu vẽ ngược lại thì khi xuất kết quả công suất trên đoạn đó sẽ bị âm

Số liệu cần chuẩn bị nhập vào nút nguồn - Source:

- Tên nguồn, điện áp nguồn, điện áp hở mạch của nguồn theo % điện áp tương đối, công suất định mức cơ bản của nguồn, các giá trị điện trở, điện kháng thứ tự thuận, nghịch, thứ tự không…

Hình 2.12: Hộp thoại thuộc tính nút Source

Số liệu cần chuẩn bị nhập vào nút:

- Tên vị trí đặt, điện áp định mức, tọa độ, kiểu nút… Chú ý khi nhập điện áp của tất

cả các nút trung áp phải nhập giống nhau, các nút hạ áp cũng phải giống nhau

Hình 2.13: Hộp thoại thuộc tính nút tải

DUT.LRCC