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

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 trung áp 22 kV khu vực thành phố Kon Tum” cho luận văn tốt

Công trình được hoàn thành tại TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: PGS.TS Đınh Thành Vıệt

Phản biện 1: TS Đoàn Anh Tuấn

Phản biện 2: TS Lê Kỷ

Luận văn sẽ được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ Kỹ thuật điện họp tại Trường Đại học Bách khoa vào ngày 18

tháng 7 năm 2020

Có thể tìm hiểu luận văn tại:

 Trung tâm Học liệu và Truyền thông, Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN

 Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN

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 trung áp 22 kV khu vực thành phố Kon Tum” cho luận văn tốt

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

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/ADEPT

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

IV PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU

- Dùng phần mềm PSS/ADEPT 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

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

- Mở đầu

- Chương 1: Tổng quan lưới điện phân phối TP 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

1.1.2 Điều kiện tự nhiên, xã hội

Thành phố Kon Tum có đặc điểm khí hậu vùng núi Tây Nguyên, 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…

1.2 Đặc điểm lưới điện trung áp thành phố Kon Tum 1.2.1 Nguồn điện

- Có 02 MBA (65MVA); mang tải 57,72%;

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

477, 479, 481, 485, 487, 489

1.2.2 Lưới điện

1.2.2.1 Sơ đồ nguyên lý lưới điện 22 kV

Hình 1.1 Sơ đồ nguyên lý lưới điện 22 k V 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 lượng như sau:

1.2.2.3 Đánh giá hiện trạng lưới điện

- Đường dây trung thế 496,41 km, chủ yếu dùng các loại dây XLPE

240, 185, 150, 120 ; AC240, 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, đường dây dài điện áp cuối nguồn thấp Do đó, cần có

kế hoạch để nâng cấp, cải tạo

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

1.3.1.2 Khái niệm chương trình hiệu suất khu vực

-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

Điện năng TTHệ thống = Điện năng TTTrung áp + Điện năng TTHạ áp

Qua thực trạng lưới điện lưới điện khu vực thành phố Kon Tum,

ta nhận thấy một số xuất tuyến 22kV mang tải cao, đường dây dài, tiết diện dây vẫn còn nhỏ, một số điểm mở chưa tối ưu, một số tụ bù trung thế bố trí chưa hợp lý Vì vậy, việc nghiên cứu giải pháp giảm tổn thất là cấp thiết

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 nguyên nhân gây tổn thất

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

max

min max

max

2 8760 1

8760 8760

2

P P P

P T

T T

8760.87,08760.13,0

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

độ chính xác thỏa đáng

2.1.3.2 Phương pháp gi i và các chương trình tính toán

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

Hình 2.4 Sơ đồ thu t toán của phương pháp Newton

t t I dt

I

T

o

n t n

t t

1 2 1

2 2

1

2 2

2 2

2 2

.

n

t t n

o T

I n

t R

1

2 2

2

2

I I n

t R

2.1.4.2 Phương pháp d ng điện trung bình bình phương

T

dt I I

tbbp.R.T.10-3 (2.19)

Trong đó:

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

T: Thời gian tính toán [h]

2.1.4.3 Phương pháp thời gian tổn thất

2 max 0

23

Để xác định τ thông qua quan hệ τ =f (Tmax, cosφ)

2.1.4.4 Phương pháp đường cong tổn thất

có thể xác định được TTĐN tổng trong ngày thông qua biểu đồ tổng công suất thanh cái

Hình 2.7 y dựng bi u đồ TTCS và xác định TTĐN b ng đường 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:

Các chức năng của PSS/ADEPT như sau:

-Tính toán về phân bố công suất

-Phân tích điểm dừng tối ưu TOPO (viết tắt từ tên gọi Tie Open

Point Optimization)

-Tối ưu vị trí lắp đặt tụ bù CAPO (viết tắt từ tên gọi Optimal Capacitor Placement): Tính toán lắp đặt tụ bù tại các vị trí thích hợp

để TTCS là b nhất;

-Phân tích độ tin cậy trên lưới điện;

-Tính toán các thông số đường dây tải điện;

-Tính toán ngắn mạch;

-Tính toán phối hợp các thiết bị bảo vệ trong mạng điện;

Tính toán sóng hài

2.2.2 Xây dựng đồ thị trên phần mềm PSS/ADEPT

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

Xem kết quả tính toán chi tiết từ phần report (Branch power losses) của phần mềm PSS/ADEPT (hình 2.18)

Hình 2.18 em kết qu tính toán tổn thất công suất

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

Qua nghiên cứu các phương pháp tính tổn thất điện năng, trong luận văn chọn phương pháp tính toán TTĐN theo quy định của EVN

2.3.1 Cơ sở dữ liệu phục vụ tính toán

Hình 2.22 và 2.23 i u đồ ph t i đi n hình tháng mùa khô và tháng

mùa mưa T477/110 Kon Tum

Để có cơ sở dữ liệu phục vụ quá trình tính toán, trong luận văn đã khảo sát thu thập dữ liệu phụ tải, sản lượng, công suất từng xuất tuyến theo từng tháng, số liệu về công xuất của từng trạm trên chương trình DSPM, từ đó xây dựng đồ thị phụ tải điển hình của từng tháng cho từng xuất tuyến trung thế trong năm 2019

2.3.2 Tính toán TTĐN lưới điện trung áp

2.3.2.1 Sơ đồ lưới điện tính toán

Sơ đồ tính toán lưới điện trung áp thành phố Kon Tum b ng phần mềm PSS/Adept

2.3.2.2 Tính toán TTCS TTĐN

- Điện năng tổn thất xác định theo công thức của EVN:

(2.26) Trong đó:

- ΔA: Tổn thất điện năng trong giai đoạn đang x t (kWh);

- ∆P0 là tổn thất không tải của các máy biến áp

- ΔPmax: Tổn thất công suất tại thời điểm công suất cực đại của lưới điện (kW), sẽ được tính toán bằng phần mềm PSS/ADEPT

- T: Là thời gian tính toán của giai đoạn xem x t TTĐN (giờ)

Thời gian x t : Năm 2019 Saidi Điện lực thành phố Kon Tum là 310,7 (phút), do đó: T(giờ/tháng) = số ngày trong tháng *24 – 0,431 (giờ); với 0,431 giờ là thời gian mất điện trung bình trong tháng của Điện lực thành phố năm 2019

- Kdt: Hệ số đồ thị phụ tải ảnh hưởng đến TTĐN trong giai đoạn tính toán: (2.27)

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

- Tỉ lệ tổn thất điện năng kỹ thuật được xác định:

(2.28)

- Tính hệ số đồ thị phụ tải Kdt các xuất tuyến 22 kV: Từ công thức (2.27), dựa vào đồ thị phụ tải từng xuất tuyến ta tính được Kdt cho từng xuất tuyến theo từng tháng:

- Tính tổn thất công suất cực đại ∆PMAX (kW) từng xuất tuyến trên PSS/ADEPT: Trên cơ sở PMAX tính tổn thất ∆PMAX như sau :

Áp dụng công thức (2.26) và (2.28) ta tính được tổn thất điện năng năm 2019 như bảng sau:

2.3.2.3 Đánh giá tổn thất trung thế năm 2019

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

Sản lƣợng %

Sản lƣợng %

vai trò là đơn vị trung tâm, chiếm tỉ trọng về tổn thất đến 33,63% toàn Công ty Do đó, việc tiếp tục đưa ra nhiều giải pháp giảm tổn thất điện năng cho khu vực thành phố trong năm 2020 và thời gian đến là công việc cấp thiết

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

PHỐ KON TUM 3.1 Các giải pháp tổ chức

3.1.1 Kiện toàn công tác tổ chức

Kiện toàn tổ giảm tổn thất điện năng của Điện lực, là nhiệm vụ quan trọng để tăng hiệu quả điều hành, Tổ trưởng tổ giảm TTĐN là Giám Đốc Điện lực, giao nhiệm vụ, trách nhiệm rõ ràng cho mỗi thành viên trong tổ

3.1.2 Kiện toàn công tác quản lý kỹ thu t

Trong công tác lập phương án, báo cáo kinh tế - kỹ thuật, thiết

kế kỹ thuật - thi công các công trình điện phải tiếp tục tuân thủ nghiêm ngặt các tiêu chuẩn kỹ thuật lưới điện trung hạ áp về tiết diện dây dẫn, bán kính cấp điện, tổn hao và dung lượng của máy biến áp phụ tải (ưu tiên sử dụng các loại MBA chế tạo theo công nghệ mới,

có tổn hao kỹ thuật thấp – MBA Amorphous) Công tác quản lý hồ

sơ, công tác kiểm tra, phúc tra sau các đợt kiểm tra tra công tác QLKT, công tác đánh giá chất lượng thiết bị phải luôn được chú trọng

3.1.3 Kiện toàn công tác quản lý v n hành lưới điện phân phối

Đảm bảo công tác vệ sinh trạm điện, lưới điện theo định kỳ và

kế hoạch Tiếp tục duy trì công tác kiểm tra và xử lý các vị trí tiếp xúc xấu theo từng lộ và hoàn chỉnh từng trạm, các đoạn đường dây đi qua rừng, cao su, nguy cơ va quẹt sự cố Có kế hoạch thay thế các máy biến áp phụ tải vận hành lâu năm bằng máy biến áp có hiệu suất cao sử dụng th p vô định hình

3.1.4 Kiện toàn công tác quản lý kinh doanh

Thường xuyên tổ chức kiểm tra hệ thống đo đếm các trạm biến

áp chuyên dùng và các khách hàng sử dụng điện có sản lượng lớn Qua đó phát hiện và làm rõ nguyên nhân của các khách hàng có sản lượng điện bất thường Thường xuyên cập nhật kịp thời các biến động trên lưới nhằm tính chính xác TTĐN

3.2 Các giải pháp kỹ thuật

3.2.1 Lắp đặt điều chuyển tụ bù trên lưới điện phân phối

Qua dữ liệu trên hệ thống SCADA của Công ty Điện lực Kon Tum, nhận thấy một số tụ bù hoạt động chưa hiệu quả ở vị trí hiện tại, cần phải điều chuyển như sau:

- Chuyển bộ tụ bù ngang tự động (TBN 401 Quảng Trường) đang lắp tại trụ BT37/XT479

- Chuyển bộ tụ bù ngang (TBN 406 Hòa Bình) hiện đang cắt không vận hành do (hệ số cosφ=0,98) đang lắp tại trụ BT209/XT476 Thực hiện tính toán vị trí bù tối ưu trên phần mềm PSS/ADEPT ta có kết quả như sau:

ng 3.2 Tổn thất điện năng gi m được c năm 2020 sau khi chuy n

↓∆P (kW )

↓∆A ( KWh )

C

SA

U TBN 401

3.2.2 Giải pháp chọn điểm mở tối ưu lưới trung áp

Hiện nay, trên lưới điện có một số vị trí điểm mở chưa tối ưu ảnh hưởng đến tổn thất điện năng Từ số liệu thực tế thu thập được trên chương trình đo xa DSPM sử dụng bài toán TOPO cho xuất tuyến 477 và XT487; XT475 và XT 479 ta chọn được điểm mở tối ưu cho XT477 và XT487 là: 487/40A ĐăkBlà; điểm mở tối ưu cho XT475 và XT479 là: 475/43/3 Đăk Cấm

↓∆P (kW)

↓∑∆A ( KWh)

487/40A Đ.B

535 485 50 21.111 14-4TĐCĐ-

3.2.3 Giải pháp cải tạo nâng tiết diện đường dây trung thế

Xuất tuyến 472 và XT473 cấp điện cho một số phụ tải thành phố Kon Tum và huyện Sa Thầy PMAX472=5960kW; PMAX473=6452kW Hiện tại, các xuất tuyến này đường dây dài, phụ tải lớn nằm ở cuối nguồn ( nhà máy Tinh Bột Sắn Sa Nhơn…), điện áp cuối nguồn thấp, tổn thất điện năng cao, do đó cần nâng tiết diện các đường dây này

ng 3.6 Tổn thất điện năng gi m được trong năm 2020 sau khi

↓∑∆A ( KWh)

Sản lương (kWh)

∆Ao ( kWh)

∆Ađz ( KWh)

∑∆A ( KWh) %∆A TỔNG 43264 221075369 1778845 3017782 4796627 2,17

∆Ao ( kWh)

∆Ađz ( KWh)

∑∆A ( KWh) %∆A TỔNG 40'459 221'075'369 1'788'245 2'886'904 4'675'149 2.11 110KV

Tổn thất điện năng năm 2020 giảm thêm 121478 kWh

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

ng 3.9 Tổn thất điện năng gi m được khi thực hiện các gi i pháp năm 2020

3 120 lên XLPE 240 chiều dài L=6.86km Nâng tiết diện dây XT 472/E45 từ AC 265.693

4 Nâng tiết diện dây XT 473/E45 từ AC 120

lên XLPE 240 chiều dài L=10.87km 299.499

5

TTĐN năm 2020 giảm được khi thực hiện

giải pháp Điểm mở tối ưu ( bài toán TOPO)

25.232

6 TTĐN năm 2020 giảm được khi thực hiện

giải pháp chuyển đổi vị trí Tụ bù 26.152

7 TTĐN năm 2020 giảm được đưa T110kV

KON TUM 2 vào vận hành 121.478

8 TTĐN năm 2020 giảm được sau khi thực

hiện các giải pháp 738.055

9 TTĐN năm 2020 sau khi thực hiện các giải pháp 4.058.573 1,84 Sau khi thực hiện các giải pháp tổn thất điện năng năm 2020 giảm 738.055 kWh

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

Sản lương (kWh)

∆Ao ( kWh)

∆Ađz ( KWh)

∑∆A ( KWh)

Tổn thất điện năng năm 2020 giảm từ 2,17% xuống 1,84%

3.3 Tính toán các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật

3.3.1 Giá trị làm lợi sau khi hoán chuyển tụ bù

Tổn thất điện năng giảm do giải pháp bù trung áp:

∆A1 = 30.472 (kWh/năm) Giá trị làm lợi: G1 = ∆A1 * g

Trong đó: g là giá mua điện bình quân năm 2019, g = 1903,28 (đ/kWh)

G1 = ∆A1 * g = 57.996.748 (đồng)

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

Tổn thất điện năng giảm do giải pháp bù trung áp:

∆A2 = 30.239 (kWh/năm) Giá trị làm lợi: G2 = ∆A2 * g

Trong đó: g là giá mua điện bình quân năm 2019,

- Giá trị hiện tại của lãi (Net Present Value: NPV)

Đánh giá chỉ tiêu NPV: dự án có NPV>0 thì dự án đáng giá về mặt tài chính

- Hệ số hoàn vốn nội tại (Internal rate of return: IRR)

Đánh giá chỉ tiêu IRR: dự án có IRR lớn hơn tỷ lệ lãi giới hạn định mức đã quy định sẽ khả thi về mặt tài chính

- Tỷ số lợi ích- chi phí (Benefit - Cost Ratio B/C)

Đánh giá chỉ tiêu B/C: Dự án có tỷ số B/C>1 thì dự án chấp nhận được

3.3.3.2 Tính toán các chỉ tiêu kinh tế tài chính khi n ng tiết diện d y dẫn

+ Suất đầu tư: 536,56 (triệu đồng)/km

Thông số đầu vào:

+ Tổng mức đầu tư cải tạo dây dẫn: 9,513 (tỷ đồng)

+ Giá mua bình quân: 1138,2 đồng/kWh

Chỉ tiêu kinh tế, xã hội Hiện giá trị thuần NPV Triệu đồng 7.472 13.999

Suất doanh lợi nội bộ IRR % 19,63% 34,0%

Ta nhận thấy các chỉ tiêu IRR > 9%; NPV > 0; B/C>1; Kết quả phân tích kinh tế tài chính đã chứng minh được hiệu quả kinh tế và lợi ích

xã hội Mặt khác, hai xuất tuyến này cấp điện cho huyện Sa Thầy là huyện miền núi và biên giới Do đó, việc đầu tư nâng tiết diện sẽ thúc đẩy phát triển kinh tế xã hội đồng thời góp phần giữ vững an ninh quốc phòng

Kết luận chương 3

Từ kết quả tính toán, ta nhận thấy TTĐN giảm rõ rệt Đặc biệt, các giải pháp hoán chuyển tụ bù, tính toán điểm mở không tốn nhiều chi phí nhưng cũng mang lại hiệu quả cao, đồng thời các giải pháp được áp dụng trên các xuất tuyến khác nhau nên không có sự chồng

ch o về giải pháp Đối với TBA 110 Kon Tum 2, sau khi vào vận hành sẽ giảm tổn thất đáng kể cho khu vực Nam ĐăkBLa, chất lượng điện năng cải thiện Đồng thời nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, đảm bảo cấp điện an toàn cho thành phố Kon Tum