(Luận văn thạc sĩ) tối ưu hóa lưới điện phân phối thành phố quảng ngãi nhằm giảm tổn thất điện năng và nâng cao độ tin cậy

17 CHƯƠNG 2 TÍNH TOÁN TỔN THẤT CÔNG SUẤT, TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG VÀ ĐỘ TIN CẬY TRONG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI .... 47 CHƯƠNG 3 TÍNH TOÁN TỔN THẤT CÔNG SUẤT, TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG VÀ ĐỘ TIN CẬY CỦA

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

PHAN ANH TUẤN

TỐI ƯU HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI NHẰM GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG VÀ

NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2019

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

PHAN ANH TUẤN

TỐI ƯU HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI NHẰM GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG VÀ

NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY

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 2019

Tôi xin chân thành cảm ơn các Thầy cô trong khoa Điện trường Đại học Bách khoa - Đại học Đà Nẵng đã không ngại khó khăn giảng dạy cung cấp cho Tôi các kiến thức bổ ích quý báu là kiến thức nền tảng, dẫn dắt để Tôi thực hiện luận văn này

Tôi xin chân thành cảm ơn Giảng viên hướng dẫn khoa học Tiến sĩ Trần Tấn Vinh đã luôn luôn nhiệt tình chỉ bảo, hướng dẫn cho Tôi nhiều vấn

đề khoa học chuyên sâu về lĩnh vực nghiên cứu và luôn luôn động viên, khích lệ về tinh thần để tạo ra một môi trường nghiên cứu sáng tạo trong suốt quá trình thực hiện luận văn

Một lần nữa xin trân trọng cám ơn các thầy, cô!

TÁC GIẢ LUẬN VĂN

Phan Anh Tuấn

LỜI CAM ĐOAN

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

Phan Anh Tuấn

LỜI CAM ĐOAN

MỤC LỤC

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT

DANH MỤC CÁC BẢNG BIẾU

DANH MỤC CÁC HÌNH ẢNH

MỞ ĐẦU 1

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG VÀ ĐỘ TIN CẬY TRONG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 3

1.1 TỔN THẤT CÔNG SUẤT VÀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 3

1.1.1 Tổn thất công suất trên lưới điện phân phối 3

1.1.2 Tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối 3

1.1.3 Thực trạng về tổn thất điện năng của lưới điện phân phối thành phố Quảng Ngãi 5

1.2 ĐỘ TIN CẬY CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 5

1.2.1 Định nghĩa độ tin cậy 5

1.2.2 Yếu tố ảnh hưởng đến độ tin cậy của lưới điện 6

1.2.3 Các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện 6

1.2.4 Thực trạng độ tin cậy của lưới điện phân phối thành phố Quảng Ngãi: 7

1.3 CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 8

1.3.1 Biện pháp tổ chức 8

1.3.2 Biện pháp kỹ thuật 10

1.3.3 Giảm tổn thất điện năng đối với tổn thất điện năng phi kỹ thuật 11

1.4 CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 12

1.4.1 Lập kế hoạch bảo dưỡng thiết bị 12

1.4.2 Giải pháp lựa chọn phương thức kết lưới cơ bản 14

1.4.3 Giải pháp đồng bộ hoá thiết bị trên lưới 16

1.4.4 Giải pháp phân đoạn đường dây 17

1.4.5 Giải pháp ứng dụng công nghệ tự động hoá lưới diện phân phối 17

CHƯƠNG 2 TÍNH TOÁN TỔN THẤT CÔNG SUẤT, TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG VÀ ĐỘ TIN CẬY TRONG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 20

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

2.1.1 VAI TRÕ, Ý NGHĨA CỦA BÀI TOÁN XÁC ĐỊNH TTCS, TTĐN 20

2.1.1.1 Tính toán TTCS và TTĐN trong các bài toán thiết kế hệ thống cung cấp điện 20

2.1.1.2 Tính toán, phân tích TTCS và TTĐN trong quản lý vận hành hệ thống cung cấp điện 21

2.1.1.3 Những tồn tại trong các phương pháp tính toán TTCS và TTĐN 21

2.1.2 CÁC YẾU TỐ ẢNH HƯỞNG ĐẾN TRỊ SỐ TTCS VÀ TTĐN TRONG HỆ THỐNG CUNG CẤP ĐIỆN 22

2.1.2.1 Quan hệ giữa các phương pháp tính toán TTCS và TTĐN 22

2.1.2.2 Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số TTCS 23

2.1.2.3 Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số TTĐN 26

2.1.3 TÍNH TOÁN TỔN THẤT CÔNG SUẤT TRONG QUẢN LÝ VẬN HÀNH 27

2.1 3.1 Cơ sở phương pháp 27

2.1.3.2 Phương pháp giải và các chương trình tính toán 27

2.1.3.3 Xác định TTCS trong điều kiện vận hành bằng chương trình tính toán 28

2.1.4 TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG HỆ THỐNG CUNG CẤP ĐIỆN 29

2.1.4.1 Phương pháp tích phân đồ thị 29

2.1.4.2 Phương pháp dòng điện trung bình bình phương 31

2.1.4.3 Phương pháp thời gian tổn thất 31

2.1.4.4 Phương pháp đường cong tổn thất 32

2.2 CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN 38

2.2.1 Phương pháp đồ thị - giải tích 38

2.2.2 Phương pháp không gian trạng thái 40

2.2.3 Phương pháp cây hỏng hóc 41

2.2.4 Phương pháp Monte - Carlo 41

2.3 PHẦN MỀM PSS/ADEPT VÀ CÁC BÀI TOÁN TÍNH TOÁN 42

2.3.1 Giới thiệu chương trình PSS/ADEPT 42

2.3.2 Mô phỏng lưới điện trên chương trình PSS/ADEPT 46

2.3.3 Các bước thực hiện khi ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT 47

CHƯƠNG 3 TÍNH TOÁN TỔN THẤT CÔNG SUẤT, TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG VÀ ĐỘ TIN CẬY CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HIỆN TRẠNG THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI 48

3.1 TÌNH TRẠNG CẤP ĐIỆN HIỆN TẠI TRÊN KHU VỰC THÀNH PHỐ

3.1.1 Khái quát về quá trình hình thành và phát triển của lưới điện Thành phố

Quảng Ngãi 49

3.1.2 Đặc điểm của lưới điện phân phối Điện lực thành phố Quảng Ngãi 48

3.1.3 Khối lượng đường dây và trạm biến áp: 49

3.1.3.1 Sơ đồ liên kết lưới các xuất tuyến 22kV hiện trạng Thành phố Quảng Ngãi49 3.1.3.2 Trạm biến áp nguồn: 49

3.1.3.3 Khối lượng đường dây và trạm biến áp phân phối: 50

3.2 TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU VỰC THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI 52

3.2.1 Số liệu đầu vào tính toán TTĐN 52

3.3.2 Tính toán gần đúng giá trị TTĐN lưới điện phân phối TP Quảng Ngãi 58

3.3 TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU VỰC THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI 61

3.3.1 Số liệu đầu vào tính toán độ tin cậy 61

3.3.2 Bảng tính toán thời gian sửa chữa trung bình lưới điện khu vực Điện lực Thành phố Quảng Ngãi 63

3.3.3 Bảng thông kê các chỉ tiêu về sự cố và bảo trì bảo dưỡng lưới điện khu vực Điện lực Thành phố Quảng Ngãi 64

3.3.4 Bảng tổng hợp các thiết bị đóng cắt phân đoạn, nhánh rẽ, liên lạc trên sơ đồ nguyên lý từng xuất tuyến: 64

3.3.5 Tính toán giá trị độ tin cậy lưới điện phân phối do sự cố lưới điện phân phối TP Quảng Ngãi bằng chương trình PSS/ADEPT: 65

3.4 KẾT LUẬN 65

3.4.1 Về tổn thất điện năng: Tính toán TTĐN trên toàn bộ lưới điện trung áp TP Quảng Ngãi là: 65

3.4.2 Về độ tin cậy cung cấp điện do sự cố: 66

CHƯƠNG 4 CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG VÀ NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI 67

4.1 CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG 67

4.1.1 Phân tích các giải pháp giải pháp giảm TTĐN TP Quảng Ngãi 67

4.1.2 Các tiêu chí để lựa chọn phương án vận hành hợp lý LĐPP 68

4.1.3 Kết quả tính toán 69

4.2 CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY 75 4.2.1 Thay thế thiết bị phân đoạn, Nhánh rẽ và và kết nối liên lạc giữa các xuất

4.2.2 Kết quả tính toán độ tin cậy các xuất tuyến sau khi đề xuất cải tạo, thay thế:76

4.2.3 Một số giải pháp khác: 76

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 82

1 KẾT LUẬN 82

2 KIẾN NGHỊ 82

TÀI LIỆU THAM KHẢO 84

TỐI ƯU HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI NHẰM GIẢM

TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG VÀ NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY

Học viên: Phan Anh Tuấn Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: 8520201 Khoá: K34.KTĐ.QNg Trường Đại học Bách Khoa - ĐHĐN

Tóm tắt - Giảm tổn thất điện năng và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện 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, nâng cao độ tin cậy 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, nâng cao độ tin cậy kết hợp với sử dụng các phần mềm ứng dụng để phân tích tổn thất điện năng, độ tin cậy hiện tại trên lưới điện phân phối của Điện lực Thành phố Quảng Ngãi và dựa trên đánh giá những ưu, khuyết điểm về các giải pháp giảm tổn thất điện năng, nâng cao độ tin cậy mà Điện lực Thành phố Quảng Ngãi đang áp dụng, một số giải pháp giảm tổn thất điện năng, nâng cao độ tin cậy 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; Độ tin cậy cung cấp điện; Lưới điện phân phối; Bù công

suất phản kháng; Tụ bù; Điện lực Thành phố Quảng Ngãi

OPTIMIZATION OF THE DISTRIBUTION OF QUANG NGAI CITY

DISTRIBUTED ELECTRIC NETWORK TO REDUCE ELECTRICITY LOSS AND

RELIABLE RAISING Abstract - Reducing power loss Reduce power loss and improve power supply reliability 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, improve power supply reliability combined with the use of application software to analyze the current power losses, reliability on the power grid of Quang Ngai Power Company, and based on the assessment of the advantages and disadvantages of solutions to reduce power losses, improve power supply reliability that Quang Ngai Power Company is applying, some solutions to reduce power loss, improve power supply reliability are chosen Obtained results indicate the effectiveness of the proposed solutions

Key words - Power loss; power supply reliability; system; reactive power compensation;

capacitor; Quang Ngai Power Company

TTCS Tổn thất công suất

EVNCPC Tổng Công ty Điện lực Miền Trung

Bảng 2.1: Định nghĩa các chỉ số kinh tế trong PSS/ADEPT 45

Bảng 3.1 Công suất và TTCS trên các xuất tuyến ở chế độ vận hành hiện tại 59

Bảng 3.2 Công suất và TTCS trên các xuất tuyến ở chế độ vận hành hiện tại 59

Bảng 3.3 Các giá trị tổn thất điện năng ∆A của các xuất tuyến 60

Bảng 3.4 Thống kê số liệu sự cố lưới điện khu vực Thành phố Quảng Ngãi 61

từ năm 2013 đến năm 2018: 61

3.3.2 Bảng tính toán thời gian sửa chữa trung bình lưới điện khu vực Điện lực Thành phố Quảng Ngãi 63

Bảng 3.5 Số liệu tính toán từ năm 2013 đến năm 2018 như sau: 64

3.3.3 Bảng thông kê các chỉ tiêu về sự cố và bảo trì bảo dưỡng lưới điện khu vực Điện lực Thành phố Quảng Ngãi 64

Bảng 3.6 Số liệu thống kê từ năm 2015 đến 2018 trên chương trình QLKT như sau: 64

Bảng 3.7 Tổng hợp các thiết bị đóng cắt phân đoạn, nhánh rẽ, liên lạc trên sơ đồ nguyên lý từng xuất tuyến: 64

Bảng 4.1 Vị trí điểm mở tối ưu của phương thức vận hành tối ưu 71

Bảng 4.2 Công suất và tổn thất công suất trên các xuất tuyến 72

Bảng 4.3 Công suất và hệ số Cosφtb các XT trung áp tính toán từ năm 2018-2022: 73

Bảng 4.5 Tính toán tổn thất công suất cho từng xuất tuyến sau khi tính toán di chuyển và bù 74 Bảng 4.5 Tính toán ĐTC cung cấp điện do sự cố sau khi đề xuất cải tạo, thay thế: 76

Hình 2.1: Sơ đồ thuật toán của phương pháp Newton 28

Hình 2.2a: Đồ thị phụ tải chữ nhật hóa 29

Hình 2.2b: Đồ thị phụ tải hình thang hóa 30

Hình 2.3: Xây dựng biểu đồ TTCS và xác định TTĐN sử dụng đường cong tổn thất 35

Hình 2.4: Đường cong tổn thất 37

Hình 2.5: Họ các đường cong tổn thấtot 37

Hình 2.6: Sơ đồ độ tin cậy các phần tử nối tiếp 39

Hình 2.7: Sơ đồ độ tin cậy các phần tử song song 40

Hình 2.8: Thuật toán xác định điểm mở tối ưu (TOPO) 43

Hình 2.9: Hộp thoại cài đặt các chỉ số kinh tế của PSS/ADEPT 44

Hình 3.1: Sơ đồ kết lưới các xuất tuyến 22kV hiện trạng 49

Hình 3.2: Đồ thị phụ tải xuất tuyến 471/E16.1 53

Hình 3.3: Đồ thị phụ tải xuất tuyến 473/E16.1 53

Hình 3.4: Đồ thị phụ tải xuất tuyến 475/E16.1 53

Hình 3.5: Đồ thị phụ tải xuất tuyến 477/E16.1 54

Hình 3.6: Đồ thị phụ tải xuất tuyến 479/E16.1 54

Hình 3.7: Đồ thị phụ tải xuất tuyến 471/E16.5 54

Hình 3.8: Đồ thị phụ tải xuất tuyến 473/E16.5 55

Hình 3.9: Đồ thị phụ tải xuất tuyến 477/E16.5 55

Hình 3.10: Biểu đồ đường cong tổn thất xuất tuyến 471/E16.1 55

Hình 3.11: Biểu đồ đường cong tổn thất xuất tuyến 473/E16.1 56

Hình 3.12: Biểu đồ đường cong tổn thất xuất tuyến 475/E16.1 56

Hình 3.13: Biểu đồ đường cong tổn thất xuất tuyến 477/E16.1 56

Hình 3.14: Biểu đồ đường cong tổn thất xuất tuyến 479/E16.1 57

Hình 3.15: Biểu đồ đường cong tổn thất xuất tuyến 471/E16.5 57

Hình 3.16: Biểu đồ đường cong tổn thất xuất tuyến 473/E16.5 57

Hình 3.17: Biểu đồ đường cong tổn thất xuất tuyến 477/E16.5 58

Hình 4.1: Sơ đồ xuất tuyến 471/E16.5 trước khi chạy Topo 70

Hình 4.2: Sơ đồ xuất tuyến 471/E16.5 sau khi chạy Topo 70

Hình 4.3: Sơ đồ xuất tuyến 475/E16.1 và XT 473/E16.5 trước và sau khi chạy Topo 71

Hình 4.4: Máy hồng ngoại đo nhiệt độ 80

Hình 4.5: Vệ sinh công nghiệp bằng nước áp lực cao 81

Hình 4.6: Thi công sửa chữa Hotline 81

MỞ ĐẦU

1 Lý do chọn đề tài

- Cùng với sự phát triển của sản xuất, kinh tế và đời sống thì nhu cầu sử dụng điện của thành phố Quảng Ngãi nói chung và tỉnh Quảng Ngãi nói riêng ngày càng tăng với yêu cầu về chất lượng điện năng và độ tin cậy cung cấp điện ngày càng cao

- Theo lộ trình giảm tổn thất điện năng (TTĐN) giai đoạn (2016÷2020) của Tổng Công ty Điện lực miền Trung (EVNCPC) giao cho Công ty Điện lực Quảng Ngãi đến năm 2020 phải thực hiện đạt TTĐN ≤ 4,6% và độ tin cậy cung cấp điện đến năm 2020: SAIDI (Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối) ≤ 276 (phút), SAIFI (Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối) ≤ 7,22 (lần) và MAIFI (Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối) ≤ 2,3 (lần)

- Hiện nay, việc đóng điện đưa vào vận hành các vận hành các TBA 110kV làm kết cấu lưới thay đổi kết hợp với sự thay đổi phụ tải các xuất tuyến, thay đổi tiết diện dây dẫn nên việc lắp đặt các cụm tụ bù hiện có, các Recloser (RC), DCPT, DCLPT phân đoạn trên lưới điện chưa mang lại hiệu quả nhất định

- Trước các yêu cầu thực tiễn nêu trên, vấn đề giảm tỷ lệ tổn thất điện năng, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện nhằm góp phần nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh đối với QNCP là một trong những vấn đề trọng tâm trong giai đoạn trước mắt và lâu dài

- Việc đề xuất các giải pháp để giảm tổn thất, bố trí lắp đặt lại các RC trên lưới điện phân phối khu vực TP Quảng Ngãi sẽ góp phần rất lớn đến sự thành công của QNPC đối với hai chỉ tiêu này trong thời gian đến bởi vì sản lượng điện thương phẩm, số khách hàng sử dụng điện của TP Quảng Ngãi chiếm tỷ trọng lớn của cả tỉnh Quảng Ngãi

- Đề xuất một số giải pháp để giảm tổn thất điện năng, bố trí lắp đặt lại hợp

lý các RC, DCPT, DCLPT trên lưới điện phân phối Thành phố Quảng Ngãi nhằm nâng cao độ tin cậy

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

- Đối tượng nghiên cứu: Lưới điện phân phối khu vực Thành phố Quảng Ngãi

- Phạm vi nghiên cứu: Tập trung vào nghiên cứu tìm các giải pháp giảm tổn thất điện năng, bố trí lắp đặt lại hợp lý các RC, DCPT, DCLPT trên lưới điện phân phối thành phố Quảng Ngãi nhằm nâng cao chất lượng cung cấp điện, đem lại hiệu quả kinh tế

4 Phương pháp nghiên cứu

- Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: Thu thập số liệu lưới điện từ Điện lực Thành phố Quảng Ngãi, quan sát thực tế từ lưới phân phối 22kV

- Phương pháp xử lý số liệu: Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT tính toán phân bố công suất, tổn thất công suất, tính toán vị trí bù công suất phản kháng tối ưu và tính điểm mở tối ưu nhằm lựa chọn giải pháp vận hành cơ bản tối ưu

và tính toán độ tin cậy lưới điện phân phối

5 Tên đề tài

Căn cứ vào mục tiêu, nhiệm vụ nghiên cứu đề tài được đặt tên là: “Tối ưu hóa lưới điện phân phối thành phố Quảng Ngãi nhằm giảm tổn thất điện năng và nâng cao độ tin cậy”

6 Bố cục đề tài

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

- Chương 1: Tổng quan về tổn thất điện năng và độ tin cậy trong lưới điện phân phối

- Chương 2: Tính toán tổn thất công suất, tổn thất điện năng và độ tin cậy trong lưới điện phân phối

- Chương 3: Tính toán tổn thất công suất, tổn thất điện năng và độ tin cậy của lưới điện phân phối hiện trạng thành phố Quảng Ngãi

- Chương 4: Các giải pháp giảm tổn thất điện năng và nâng cao độ tin cậy của lưới điện phân phối thành phố Quảng Ngãi

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG VÀ ĐỘ TIN CẬY TRONG

LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

1.1 TỔN THẤT CÔNG SUẤT VÀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

1.1.1 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

1.1.2 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 TTĐN năng còn được gọi là điện năng dùng để truyền tải và phân phối điện 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 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

1.1.3 Thực trạng về tổn thất điện năng của lưới điện phân phối thành phố Quảng Ngãi: Chỉ tiêu TTĐN thực hiện có xu hướng giảm dần theo từng

năm từ 2014 đến 2018, tuy nhiên vẫn còn ở mức cao

Số liệu thống kê 5 năm, cụ thể như sau:

STT Năm vận hành Tổn thất điện năng

1.2.1 Định nghĩa độ tin cậy

Độ tin cậy là xác suất để đối tượng (hệ thống hay phần tử) hoàn thành nhiệm vụ chức năng cho trước, duy trì được giá trị các thông số làm việc đã được thiết lập trong một giới hạn đã cho, ở một thời điểm nhất định, trong những điều kiện làm việc nhất định

Độ tin cậy của hệ thống điện được hiểu là khả năng của hệ thống đảm bảo việc cung cấp đầy đủ và liên tục điện năng cho các hộ tiêu thụ với chất lượng (điện áp, tần số) hợp chuẩn

1.2.2 Yếu tố ảnh hưởng đến độ tin cậy của lưới điện

- Độ tin cậy của các phần tử tạo nên lưới điện:

+ Cường độ sự cố, thời gian sửa chữa và thời gian thao tác sự cố của các phần tử trên lưới

+ Sửa chữa định kỳ: Thí nghiệm định kỳ, sửa chữa thường xuyên, duy tu bảo dưỡng, trung đại tu thiết bị

+ Khả năng thao tác và đổi nối của các thiết bị đóng cắt (tự động bằng tay)

- Cấu trúc lưới điện:

+ Hình dáng lưới điện (lưới hình tia, lưới kín, lưới kín vận hành hở )

- Hệ thống tổ chức quản lý và vận hành:

+ Tổ chức bố trí các đơn vị quản lý vận hành nhanh chóng tiếp cận để khắc phục sự cố và tiến hành sửa chữa định kỳ

+ Dự phòng thiết bị

+ Cấu trúc và hoạt động của hệ thống điều khiển vận hành

+ Sách lược bảo quản định kỳ thiết bị

- Ảnh hưởng môi trường

+ Phụ tải điện

+ Yếu tố thời tiết, khí hậu, nhiệt độ và độ ô nhiễm của môi trường

- Yếu tố con người:

+ Trình độ của nhân viên quản lý vận hành, quản lý kỹ thuật

1.2.3 Các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện

Tổ chức IEEE (Institute Electrical and Electronic Engineers) Mỹ đã xây dựng một số chỉ số để đánh giá độ tin cậy, cụ thể như sau:

1 Chỉ số tần suất mất điện trung bình của hệ thống (System Average Interruption Frequency Index - SAIFI):

Trong đó: λi là cường độ mất điện trong năm

Ni là số lượng khách hàng tại nút phụ tải thứ i

2 Chỉ số tần suất mất điện trung bình của khách hàng (Customer Average Interruption Frequency Index - CAIFI):

= Tổng số lần khách hàng bị mất điện Tổng số khách hàng bị ảnh hưởng mất điện CAIFI

= Tổng số lần khách hàng bị mất điện =

Tổng số khách hàng có điện

 Ni

3 Chỉ số thời gian mất điện trung bình của hệ thống (System Average Interruption Duration Index - SAIDI):

Trong đó: Ti là thời gian mất điện hàng năm

Ni là số lượng khách hàng tại nút phụ tải thứ i

4 Chỉ số thời gian mất điện trung bình của khách hàng (Customer Average Interruption Duration Index - CAIDI):

Trong đó: λi là cường độ mất điện

Ti là thời gian mất điện hàng năm

cố lưới điện làm mất điện khách hàng với số lượng nhiều Vì ĐLTP Quảng Ngãi

là một đơn vị có quy mô lớn (về số lượng khách hàng lớn, sản lượng lớn…) nên

chỉ tiêu ĐTC thực hiện hàng năm cao cũng sẽ ảnh hưởng rất lớn đến chỉ số ĐTC

mà EVNCPC giao cho QNPC đến năm 2020 Vì vậy cần phải có các đề xuất, các giải pháp để tiếp tục cải thiện ĐTCCCĐ giảm sâu hơn trong thời gian tới,

đặc biệt chỉ tiêu ĐTCCCĐ do sự cố (Saidi do sự cố)

Số liệu thống kê 5 năm như sau:

STT Năm vận hành Saidi (Phút) Saifi (Lần) Ghi chú

1.3 CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

1.3.1 Biện pháp tổ chức

Để duy trì tổn thất năng lượng trong hệ thống điện ở mức độ cho phép chúng ta cần phải biết những kế hoạch tối ưu và những khả năng duy trì không đổi tương ứng với các chế độ làm việc của mạng và các tham số của chúng khi thay đổi chế độ cung cấp điện của mạng và các tham số của chúng khi thay đổi

chế độ cung cấp điện

a Nâng cao mức điện áp làm việc

Nâng cao điện áp làm việc có tác dụng đáng kể trong việc giảm tổn thất công suất và điện năng cũng như từng khả năng truyền tải của mạng Theo quy trình vận hành thiết bị điện cho phép nâng điện áp làm việc của mạng so với định mức đến 20% đối với mạng đến 24kV, đến 15% đối với mạng 35-220kV

b Điều khiển dòng công suất ở mạng điện kín

Chúng ta biết rằng tổn thất công suất tác dụng và điện năng sẽ cực tiểu tương ứng với sự phân bố công suất ở mạng điện thuần trở Việc phân bố công suất đảm bảo tính kinh tế chỉ ở những mạng đồng nhất Ở mạng đồng nhất, tỷ số R0/X0 ở mọi phần tử của mạng điện là giống nhau, còn ở mạng điện kín không đồng nhất chúng ta thường gặp tỷ số R0/X0 ở mọi điểm là khác nhau Chính vì vây mà nó sẽ xuất hiện thành phần dòng cân bằng, từ đó sẽ làm tăng tổn thất ở trong mạng Sự không đồng nhất càng lớn thì tổn thất càng lớn Chúng ta có thể nhận được sự phân bố công suất kinh tế trong mạch vòng không đồng nhất nếu đưa vào mạch vòng một công suất nhờ các máy biến áp điều chỉnh

c Tách mạng điện kín ở điểm tối ưu

Mạng điện phân phối điện áp nhỏ hơn hay bằng 35kV chúng ta thường gặp

ở dạng kín hoặc dạng tia Khi làm việc theo sơ đồ kín như phần trên chúng ta đã phân tích nó sẽ xuất hiện thành phần dòng cân bằng và từ đó làm giảm mức điện

áp làm việc và tăng tổn thất

d Cân bằng phụ tải các pha của mạng điện

Ở mạng điện đến 1000V, các thiết bị dùng điện thường là một pha Do đó

sự phân phối các thiết bị ở các pha là không bằng nhau sẽ dẫn đến xuất hiện thành phần không cân bằng giữa các pha sẽ làm tăng tổn thất

Để giảm tổn thất công suất và năng lượng chúng ta phải tiến hành kiểm tra phân bố phụ tải cho hợp lý Không nhất thiết phân bố phụ tải hoàn toàn đối

xứng Bởi vì hệ số không đối xứng của phụ tải các pha phụ thuộc vào chế độ làm việc của mạng, mà chế độ này lại thay đổi thường xuyên theo sự biến động của phụ tải và phương thức vận hành mạng

e Tối ưu hóa các chế độ làm việc của các máy biến áp ở các trạm biến áp

Những trạm biến áp cung cấp điện cho phụ tải thường có số máy biến áp

≥2 Các máy biến áp ở trạm biến áp có thể làm việc độc lập hoặc song song tùy theo từng trường hợp cụ thể

Khi làm việc song song, chế độ kinh tế nhất là các máy biến ấp làm việc với tải định mức của nó Sự phân bố kinh tế phụ tải giữa các máy biến áp làm việc song song chỉ được thực hiện nếu như các tham số của máy giống nhau

Khi làm việc độc lập, mỗi MBA sẽ được nối đến một phân đoạn thanh góp Khi này sẽ làm giảm dòng ngắn mạch sau máy biến áp Do đó chúng ta sẽ chọn được các thiết bị điện và các khí cụ chuyển mạch loại nhẹ hơn và giá thành rẻ hơn Khi các máy biến áp làm việc độc lập, chế độ kinh tế nhất nếu như phụ tải của trạm được phân bố giữa các máy biến áp tỉ lệ với công suất của chúng

f Tối ưu hóa các tình trạng của hệ thống năng lượng

Ở chế độ cực tiểu do việc giảm tiêu thụ công suất phản kháng và tác dụng ở các nút phụ tải thì các mạng cơ bản của hệ thống điện sẽ bị non tải Lúc này một phần đường dây phát công suất phản kháng do đó hiện tượng công suất phản kháng

ở chế độ này tăng lên Lượng công suất phản kháng này không đưa đến các hộ tiêu thụ mà sẽ đưa đến các máy phát của nhà máy điện Sức điện động của máy phát sẽ giảm xuống và giới hạn công suất phát và dự trữ ổn định của máy phát sẽ giảm Ngoài ra sự lưu chuyển của dòng công suất phản kháng theo mạng sẽ gây nên tổn thất phụ công suất tác dụng và điện năng

g Nâng cao mức độ vận hành mạng điện

Sử dụng mạng điện hợp lý là công việc tương đối khó khăn và phức tạp Lượng công suất truyền trên dường dây bao giờ cũng tổn thất Do đó chúng ta phải tiến hành những biện pháp cần thiết để nâng cao mức độ sử dụng mạng điện Chúng ta có thể tiến hành bằng cách giảm tổn thất điện năng và tăng lượng điện năng truyền trong mạng Tức là chúng ta xác định mức độ vận hành của mạng và các tình trạng kỹ thuật của nó Nhiệm vụ này bao gồm việc đảm bảo sẵn sàng khả năng mang tải của mạng, tiến hành sửa chữa định kỳ và sự cố cũng như sự làm việc dự phòng ở chế độ phụ tải cực tiểu

1.3.2 Biện pháp kỹ thuật

Để đảm bảo các chỉ tiêu về tổn thất công suất và điện năng, ngoài việc sử dụng các biện pháp tổ chức người ta còn tiến hành các biện pháp kỹ thuật để đảm bảo các chỉ tiêu, thỏa mãn các yêu cầu trong giới hạn cho phép Khi thực hiện các biện pháp kỹ thuật, yêu cầu những phí tổn lớn về lao động, vật liệu, thiết bị cũng như tiền vốn so với các biện pháp tổ chức Thực hiện các biện pháp

kỹ thuật sẽ gây nên những thay đổi lớn đối với mức tổn thất khi mà các biện pháp tổ chức không đảm bảo được các chỉ tiêu

a Nâng cao điện áp định mức của mạng điện

Theo công thức tính tổn thất công suất thì TTCS tỷ lệ nghịch với điện áp

Vì vậy, nếu điện áp vận hành được nâng lên mức cao nhất có thể cho phép về mặt kỹ thuật thì TTĐN sẽ giảm đáng kể Tính toán cho thấy cứ nâng cao mức điện áp lên 1% thì tổn thất điện năng giảm xuống 2%, đồng thời công suất phản kháng do dung dẫn của đường dây sinh ra cũng tăng 2%

Khả năng nâng cao mức điện áp vận hành tùy thuộc cách điện của các thiết

bị điện Với mạng điện đến 24kV cho phép nâng điện áp lên đến 20%, mạng từ 35-220kV lên 15% và mạng 330kV lên 10% so với trị số định mức

Việc nâng cao điện áp định mức của mạng là một biện pháp tốn kém, tuy nhiên nếu chỉ nhìn nhận về việc giảm TTCS và điện năng là có hiệu quả nhất

b Đặt thiết bị điều chỉnh dọc và ngang dòng công suất ở mạng kín không đồng nhất

Chế độ kinh tế ở mạng kín không đồng nhất có thể nhận được khi thực hiện phân bố cưỡng bức công suất bằng cách đưa vào mạch vòng suất điện động ngang và dọc Một trong những phương pháp tạo nên suất điện động như vậy là

áp dụng các máy biến áp điều chỉnh nối tiếp

c Bù công suất phản kháng

Đối với hệ thống điện có sự thiếu hụt công suất phản kháng thì các thiết bị bù được xem là một phương tiện để điều chỉnh điện áp Chúng ta biết rằng hệ số công suất của mạng sẽ gây nên những ảnh hưởng trực tiếp đối với tổn thất công suất và điện năng, cũng như khả năng tải của mạng Bởi vậy ngay cả khi mức độ điện áp trong mạng hợp lý thì việc đặt thiết bị bù và thiết bị điều chỉnh trong hệ thống có thể

là vấn đề hợp lý Khi xác định phương hướng phát triển của hệ thống điện có thể tính đến điều kiện hợp lý này Rõ ràng việc đặt các thiết bị điều chỉnh và bù bổ sung trong mạng sẽ có hiệu quả

d Đặt thiết bị điều chỉnh phụ

Khi ở trong hệ thống điện có những trạm biến áp không có thiết bị điều chỉnh điện áp dưới tải khi đó thiết bị bù được lựa chọn theo điều kiện kinh tế không phải luôn luôn đảm bảo được mức điện áp yêu cầu ở thanh góp thứ cấp

Do đó cần thiết phải đặt ở một vài trạm thiết bị điều chỉnh phụ theo điều kiện đảm bảo điện áp yêu cầu Việc lựa chọn không phải dựa hoàn toàn trên nguyên tắc kinh tế mà theo chế độ điện áp Biện pháp kỹ thuật như vậy không phải luôn luôn thỏa mãn Bởi vì hiệu quả của đặt thiết bị bù trong trường hợp này nhỏ Sẽ giải quyết một cách hợp lý hơn vấn đề này bằng cách trang bị các máy biến áp

có thiết bị điều chỉnh phụ

e Điều chỉnh công suất máy biến áp ở những trạm đặt một máy biến áp

Việc tăng công suất trạm biến áp dẫn đến giảm số lượng trạm biến áp, rút ngắn chiều dài mạng cung cấp và tăng bán kính tác dụng và phí tổn kim loại ở mạng phân phối điện áp thấp Phạm vi lựa chọn kiểu, dạng và chỗ đặt trạm biến

áp trong mạng điện là một bài toán động phức tạp và mang tính chất hệ thống

Do sự phức tạp và khó khăn của bài toán nên thực tế thiết kế người ta chỉ giải bài toán ở dạng thống kê phụ tải tính toán dự tính (8-10) năm sau

f Tối ưu hóa việc thay thế tiết diện dây dẫn

Tiết diện đường dây trên không trong đa số trường hợp được lựa chọn theo điều kiện kinh tế (mật độ dòng điện kinh tế, khoảng kinh tế công suất tải) khi có tính đến các điều kiện kỹ thuật (độ dự trữ ổn định, tổn thất điện áp, vầng quang, đốt nóng, độ bền cơ khí, điều kiện thiên nhiên…) Trên cơ sở tính toán ứng với các giá trị phụ tải tính toán (dự báo)

Để nâng cao các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật người ta áp dụng những giải pháp

kỹ thuật tăng tiết diện dây dẫn trong quá trình vận hành theo mức độ tăng phụ tải

có thể sớm hơn so với dự báo Ở giải pháp này bài toán dẫn đến việc xác định sách lược tối ưu của việc thay thế tiết diện dây dẫn với việc tính đến những phí tổn liên quan trong việc thực hiện lắp ráp và tháo dỡ

1.3.3 Giảm tổn thất điện năng đối với tổn thất điện năng phi kỹ thuật

Các biện pháp giảm tổn thất điện năng phi kỹ thuật tuy không mới, vấn đề

là cách thức triển khai để có hiệu quả cao nhất tùy theo dặc điểm thực tế Các biện pháp giảm tổn thất điện năng phi kỹ thuật như sau:

- Đảm bảo chất lượng kiểm định ban đầu để công tơ đo đếm chính xác trong cả chu kỳ làm việc

- Đối với hệ thống đo đếm lắp đặt mới cần đảm bảo thiết kế lắp đặt hệ thống đo đếm bao gồm công tơ, TU, TI và các thiết bị giám sát từ xa (nếu có) đảm bảo cấp chính xác, được niêm phong kẹp chì và có các giá trị định mức (dòng điện, điện áp, tỉ số biến…) phù hợp với phụ tải, đảm bảo không có sai sót trong quá trình lắp đặt

- Kiểm tra, bảo dưỡng hê thống đo đếm (công tơ, TU, TI…) để đảm bảo các thiết bị đo đếm trên lưới được niêm phong quản lý tốt, có cấp chính xác phụ hợp đảm bảo đo đếm đúng, kịp thời phát hiện và thay thế ngay thiết bị đo đếm bị

sự cố (công tơ kẹt cháy, TU, TI, cháy hỏng…) hư hỏng hoặc bị can thiệp trái phép trên lưới điện

- Nâng cao chất lượng ghi, đảm bảo ghi đúng lộ trình, chu kỳ đảm bảo chính xác kết quả sản lượng để tính toán TTĐN, đồng thời cũng nhằm mục đích phát hiện kịp thời công tơ kẹt cháy, hư hỏng ngay trong quá trình ghi chỉ số để

xử lý kịp thời

- Khoanh vùng đánh giá TTĐN: thực hiên lắp đặt công tơ ranh giới, công

tơ cho từng xuất tuyến, công tơ tổng từng TBA phụ tải qua đó theo dõi đánh giá biến động TTĐN của từng xuất tuyến, từng TBA công cộng hàng tháng và lũy

kế đến tháng thực hiện để có biện pháp xử lý đối với những biến động TTĐN, đồng thời dựa trên so sánh kết quả lũy kế với kết quả tính toán TTĐN kỹ thuật

để đánh giá thực tế vận hành cũng như khả năng có TTĐN thương mại thuộc khu vực đang xem xét

- Tăng cường công tác kiểm tra chống các hành vi lấy cắp điện, phối hợp với các cơ quan truyền thông tuyên truyền ngăn ngừa biểu hiện lấy cắp điện Giáo dục các nhân viên quản lý vận hành, các đơn vị và người dân quan tâm đến vấn đề giảm TTĐN, tiết kiệm điện năng

- Thực hiện tốt quản lý kìm, chì niêm phong công tơ, TU, TI, hộp bảo vệ hệ thống đo đếm, xây dựng quy định kiểm tra, xác minh đối với các trưởng hợp công tơ cháy, mất cắp, hư hỏng…nhằm ngăn ngừa hiện tượng thông đồng với khách hàng vi phạm sử dụng điện Tăng cường phúc tra ghi chỉ số công tơ để đảm bảo việc ghi chỉ số đúng quy định của quy trình kinh doanh

1.4 CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

1.4.1 Lập kế hoạch bảo dưỡng thiết bị

Đây là một giải pháp dự đoán để đánh giá độ tin cậy Độ tin cậy của hệ thống được tính toán trước khi bảo dưỡng Xem như cường độ sự cố của thiết bị

sau khi bảo dưỡng giảm so với trước khi bảo dưỡng tức là nguy cơ sự cố cũng sẽ giảm Để lập kế hoạch bảo dưỡng thiết bị ta sử dụng phương pháp giảm nguy cơ

sự cố

a) Định nghĩa độ giảm nguy cơ sự cố

Mỗi thiết bị trong lưới phân phối đều có một tuổi thọ nhất định Xác suất sự

cố tăng theo thời gian Bảo dưỡng sẽ cải thiện được tình trạng thiết bị và giảm

sự cố Để định nghĩa nguy cơ sự cố, ta xét những ảnh hưởng đến sự cố thiết bị sau:

- Sự hài lòng của khách hàng trong giới hạn SAIFI và SAIDI

- Mất thu nhập do điện năng không được phục vụ (ENS)

- Chi phí để thay thế và sửa chữa thiết bị sự cố (COF)

- Trả tiền phạt hợp đồng bởi vì không đảm bảo các chỉ tiêu độ tin cậy

Độ giảm nguy cơ sự cố được định nghĩa:

Hệ số i trong phương trình trên tương đương với những phần được chỉ

định bởi người quản lý tài sản chỉ định cho những hệ số khác nhau, dựa trên tầm quan trọng trong mối quan hệ của người quản lý hoặc là sự quả quyết chính xác của họ

Trong đó: k là thành phần sự cố

PBRF(k) và PBRD(k) là hình phạt vì vi phạm SAIFI và SAIDI

DevRisk(k) là chi phí sự cố thiết bị (DevRisk(k)=λ(k).Cost(k))

b) Các bước lập kế hoạch bảo dưỡng thiết bị

Phương pháp trên áp dụng để lập kế hoạch bảo dưỡng Recloser được mô tả ngắn gọn như sau:

b1: Lập bảng độ tin cậy của thiết bị trước bảo dưỡng và cho giá trị độ tin cậy của thiết bị sau bảo dưỡng đối với mỗi Recloser

b2: Những ảnh hưởng mất điện (SAIFI, SAIDI, ENS, COF) được tính toán

và lập bảng cho tất cả Recloser với độ tin cậy của thiết bị trước bảo dưỡng b3: Những bước này tiếp theo sau bước 2:

a) Độ tin cậy của thiết bị trước bảo dưỡng được thay thế bởi độ tin cậy sau bảo dưỡng đối với mỗi Recloser (một lần một Recloser)

b) Những ảnh hưởng mất điện (SAIFI, SAIDI, ENS, COF) được tính toán cho mỗi Recloser với độ tin cậy của thiết bị sau bảo dưỡng (một lần một Recloser)

c) Sự thay đổi ảnh hưởng mất điện (SAIFI, SAIDI, ENS, COF) được tính toán bằng cách lấy kết quả bước 2 trừ đi kết quả bước 3

d) Sử dụng công thức độ giảm nguy cơ sự cố từ phương trình (3.1), ta sẽ tính được Risk

e) Sử dụng Risk này sẽ lập được kế hoạch bảo dưỡng Recloser với

Risk nhỏ nhất đến lớn nhất sẽ được đặt quyền ưu tiên bảo dưỡng từ đầu đến cuối

b4: Bước 3 được lặp lại với 2 Recloser một lần Recloser còn lại được chọn

là Recloser khác Recloser có Risk nhỏ nhất tìm được ở trên Tất cả các chỉ số được tính toán với giá trị độ tin cậy sau bảo dưỡng của Recloser có Risk nhỏ nhất và các Recloser còn lại (2 Recloser một lần)

b5: tiếp theo, 3 Recloser được chọn, 2 Recloser từ bước 4 và Recloser còn lại là Recloser có Risk nhỏ thứ hai chọn được từ bước 2

b6: Quá trình tương tự được lặp lại cho đến khi tất cả các Recloser đều có giá trị độ tin cậy mới trong cùng một thời gian (quá trình bảo dưỡng kết thúc) b7: Sau bước 6 thì các chỉ số tính toán sẽ đạt đến giá trị 0 hoặc lân cận 0 Điều này chứng tỏ rằng sự dự đoán về kế hoạch bảo dưỡng là hoàn toàn đúng

c) Đánh giá khả năng ứng dụng của giải pháp

Giải pháp có một số ưu, nhược điểm như sau:

Ưu điểm:

- Giải pháp này mang lại hiệu quả cao, khai thác tối đa khả năng thiết bị

- Giảm chi phí cho công tác bảo dưỡng, thí nghiệm định kỳ thiết bị trên lưới

Nhược điểm: Giải pháp này sử dụng số liệu trong quá khứ để dự đoán tương lai do đó phụ thuộc rất lớn vào dữ liệu thống kê và thông tin chi tiết trong quá khứ về thiết bị

1.4.2 Giải pháp lựa chọn phương thức kết lưới cơ bản

a) Giới thiệu giải pháp

Những sự gián đoạn cung cấp điện là lý do của việc nghiên cứu, đánh giá

độ tin cậy của lưới điện Nghiên cứu độ tin cậy của lưới điện nói chung và lưới

phân phối nói riêng phụ thuộc vào rất nhiều yếu tố Theo IEEE, một trong những yếu tố ảnh hưởng đến quá trình nghiên cứu độ tin cậy của lưới phân phối đó là:

- Dữ liệu thu thập và độ chính xác: Thời gian mất điện, giải pháp phục hồi,

Độ tin cậy của thiết bị nói riêng và của toàn hệ thống nói chung phụ thuộc rất lớn vào địa hình và khí hậu trong suốt quá trình vận hành Đặc biệt là lựa chọn điểm phân đoạn hợp lý trên một số tuyến có kết cấu mạch vòng nhưng vận hành hở

Giải pháp này được xây dựng từ việc tính toán một số chỉ tiêu về độ tin cậy của các phương thức vận hành lưới điện có thể Từ đó lựa chọn phương thức vận hành cơ bản theo mùa trong năm hoặc phương thức vận hành khi có sự cố cho lưới điện nhằm đạt hiệu quả kinh tế cao nhất

Các chỉ tiêu tính toán để sử dụng đánh giá độ tin cậy của lưới điện bao gồm:

- Chỉ tiêu thời gian mất điện trung bình của hệ thống (SAIDI)

- Chỉ tiêu tần suất mất điện trung bình của hệ thống (SAIFI)

- Chỉ tiêu tần suất mất điện trung bình của khách hàng (CAIFI)

- Chỉ tiêu thời gian mất điện trung bình của khách hàng (CAIDI)

Phương thức vận hành ở chế độ làm việc bình thường, theo mùa trong năm hay phương thức vận hành khi có sự cố được lựa chọn trên cơ sở so sánh một số chỉ tiêu độ tin cậy được tính toán SAIDI, SAIFI, CAIDI, CAIFI và chỉ tiêu khả năng sẵn sàng phục vụ ASAI của các phương thức vận hành Phương án được lựa chọn là phương án có các chỉ tiêu SAIDI, SAIFI, CAIDI, CAIFI tính toán được là nhỏ nhất

b) Đánh giá khả năng ứng dụng của giải pháp

Giải pháp có một số ưu, nhược điểm như sau:

Ưu điểm:

- Giải pháp này mang lại hiệu quả cao, khai thác được các phương thức vận hành linh hoạt của lưới điện mà hầu như không mất chi phí đầu tư tiền vốn vào lưới điện

- Với sự trợ giúp của các phần mềm tính toán phân tích lưới điện "mạnh"

về tính năng để tính toán, phân tích nên công việc tiến hành thuận lợi

Nhược điểm:

- Phương thức vận hành lưới điện phụ thuộc vào phương thức vận hành ngày của Trung tâm điều độ hệ thống điện Miền trung Hơn nữa, phụ tải trên lưới thường xuyên thay đổi do đó khi áp dụng giải pháp này thì phải tiến hành liên tục và kéo dài từ năm này sang năm khác

- Mỗi lần thay đổi phương thức kết lưới cơ bản gây khó khăn cho công tác quản lý, vận hành lưới điện

- Trong tính toán xem độ tin cậy của nguồn là tuyệt đối

1.4.3 Giải pháp đồng bộ hoá thiết bị trên lưới

a) Giới thiệu giải pháp

Việc đầu tư thiếu đồng bộ và đa dạng về chủng loại thiết bị trên lưới ảnh hưởng rất lớn đến hiệu suất lưới điện Thực chất của giải pháp này là việc hoán chuyển vị trí các thiết bị đóng cắt trên lưới, nhằm đồng bộ hoá thiết bị theo từng xuất tuyến để nâng cao khả năng phối hợp của các thiết bị đồng thời mở rộng khả năng đầu tư RTU (thiết bị đầu cuối) phục vụ ứng dụng các giải pháp, công nghệ tự động hoá lưới điện

Đối với giải pháp này cần thống kê, kiểm tra chủng loại, tính toán kỹ số lượng và các đặc tính kỹ thuật các thiết bị phân đoạn và bảo vệ trên lưới Tính toán thông số kỹ thuật của từng xuất tuyến, từng khu vực để quy hoạch lại lưới điện trước khi đầu tư thiết bị

b) Đánh giá khả năng ứng dụng của giải pháp

Giải pháp có một số ưu, nhược điểm như sau:

- Vốn đầu tư lớn

- Để thực hiện giải pháp cần phải tính toán quy hoạch lại lưới điện

- Thời gian thực hiện giải pháp dài

1.4.4 Giải pháp phân đoạn đường dây

a) Giới thiệu giải pháp

Đây là giải pháp nâng cao độ tin cậy bằng cách phân chia lưới thành những đoạn nhỏ để khi sự cố thì việc cô lập được dễ dàng hơn, thời gian sự cố nhỏ hơn Thông thường có hai loại phân đoạn đường dây như sau:

- Phân đoạn đường dây bán tự động được thực hiện bởi cơ cấu dao cách ly, cầu chì tự rơi hoặc các thiết bị thao tác bằng tay khác đặt trên các nhánh rẽ Khi

có sự cố trên đoạn đường dây nào đó, cơ cấu phân đoạn sẽ tách đoạn đường dây này ra khỏi mạng điện chính, đảm bảo cho các hộ dùng điện khác không bị ảnh hưởng Sau khi đã khắc phục sự cố, mạng điện lại được đóng vào nguồn bằng tay Cơ cấu phân đoạn này cũng được sử dụng để cắt điện khi sửa chữa định kỳ

và kiểm tra thiết bị

- Phân đoạn đường dây bằng cơ cấu tự động thường được thực hiện bằng các máy cắt, có thể tự động đóng cắt hoặc điều khiển từ xa Khi mạng điện có sự

cố thì cơ cấu phân đoạn sẽ tự động tách đoạn đường dây sự cố ra khỏi mạng điện đảm bảo CCĐ liên tục cho các hộ dùng điện ở các nhánh dây không bị sự cố

b) Đánh giá khả năng ứng dụng của giải pháp

Giải pháp có một số ưu, nhược điểm như sau:

Ưu điểm:

- Khi phân đoạn đường dây thì các chỉ tiêu về độ tin cậy được cải thiện nhiều

- Thuận lợi trong công tác quản lý vận hành

Nhược điểm: Tuy nhiên, như đã trình bày ở trên thì không thể nâng cao độ tin cậy bằng mọi giá mà cần phải có sự tính toán hợp lý Việc phân đoạn đường dây bằng cách đầu tư thiết bị phân đoạn đòi hỏi phải có vốn đầu tư rất lớn, do đó

để có được lời giải tối ưu thì việc đặt cơ cấu phân đoạn phải xác định theo phương pháp tính toán kinh tế - kỹ thuật hết sức phức tạp

1.4.5 Giải pháp ứng dụng công nghệ tự động hoá lưới diện phân phối a) Giới thiệu giải pháp

Nhật Bản là nước có thời gian mất điện ngắn nhất trên thế giới một phần là nhờ áp dụng hệ thống tự động hoá lưới phân phối (DAS) trên diện rộng

Hệ thống tự động hoá lưới điện phân phối (DAS) cung cấp chức năng điều khiển và giám sát từ xa các dao cách ly phân đoạn tự động (Sectionalizer), phối hợp giữa các điểm phân đoạn trên lưới điện phân phối, nhờ đó cô lập được phân đoạn sự cố, khôi phục việc cung ứng điện cho phần còn lại của hệ thống không

bị sự cố

Thông thường DAS bao gồm những giai đoạn sau:

- Giai đoạn 1: Việc tự động hoá lưới điện phân phối thực hiện bởi rơle phát hiện sự cố FDR (Fault Detecting Relay) và các dao cách ly chân không VS (Vacuum Switch) lắp đặt trên lưới phân phối, kết hợp cùng chức năng tự đóng lặp lại tại máy cắt xuất tuyến

- Giai đoạn 2: Việc tự động hoá lưới phân phối kèm theo các chức năng giám sát và điều khiển xa các dao cách ly phân đoạn tự động Các chức năng điều khiển và giám sát xa thực hiện nhờ các thiết bị đầu cuối điều khiển xa RTU (Remote Terminal Unit) lắp đặt tại các dao cách ly phân đoạn tự động, các thiết

bị chủ điều khiển xa lắp đặt tại các trung tâm điều khiển và các hệ thống thông tin

- Giai đoạn 3: Hệ thống tự động hoá lưới điện phân phối được tự động hoá bằng máy tính (Computer - Based Distribution Automation System)

Hệ thống DAS được nghiên cứu áp dụng cho kết cấu đường dây tải điện trên không và cáp ngầm trung thế

b) Đánh giá khả năng ứng dụng của giải pháp

Giải pháp ứng dụng hệ thống DAS có một số ưu, nhược điểm như sau:

Ưu điểm:

- Rút ngắn được thời gian mất điện do đó giảm được thiệt hại về doanh thu

do ngừng cung cấp điện

- Thuận lợi trong công tác quản lý và vận hành

- Ứng dụng những thành tựu khoa học công nghệ mới, khai thác triệt để tính năng của thiết bị Giảm được chi phí tiền lương do giảm được một số nhân lực phục vụ công tác vận hành đường dây và trạm

bị công nghệ SPS, VS, FDR là vấn đề cần được tính toán và quan tâm vì nó ảnh hưởng lớn đến độ tin cậy của lưới điện

CHƯƠNG 2 TÍNH TOÁN TỔN THẤT CÔNG SUẤT, TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG VÀ

ĐỘ TIN CẬY TRONG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

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

2.1.1 VAI TRÕ, 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 đề lựa chọn phương án tối ưu Hàm chi phí tính toán được viết dưới dạng đơn giản:

trị tổn thất sẽ làm tăng vốn đầu tư Thường 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

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 cứu 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

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:

- Công thức kinh nghiệm:

8760 ).

10 124

, 0

 (2.5)

- Công thức Kenzevits:

min max

max

2 8760 1

8760 8760

2

P p P

p T

T T

8760 87 , 0 8760 13 , 0

 (2.7)

- Tra đường cong tinh toán:

) cos , ( max 

  f T (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

2.1.2.2 Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số TTCS

Mỗi phần tử của hệ thống có đặc điểm riêng, do đó tổn thất trong chúng là không như nhau, bằng phương pháp tính toán sẽ xác định được TTCS trong từng phần tử, trong phần này chỉ xét các quá trình xảy ra với lưới phân phối có cấp điện áp 35kV trở xuống tổn thất chủ yếu do tỏa nhiệt hoặc quá trình biến đổi điện từ gây nên

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

TTCS trên đường dây được xác định theo biểu thức:

đd đd

đm

U

Q p

2 2

đm

U

Q P

2 2

fe cu ba

R U

Q P

2 2

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 Công suất cần thiết những bộ tụ 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]

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 R01  đm 20  (2.12) Trong đó:

- R0: điện trở của dây dẫn ở 200

C

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

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

1 10

tt

đm đm

đm tt

U

tg Z

U P

(2.14) Trong đó:

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

fe cu

ba

X U

Q P

2 2

2

2 2 2 2

- 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

* 3 2 2

10

U

tg q p Z

U P

(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)

* 2

tg q p

tg S





* 2

*

1 1







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

2

* 2 2

* 2

(

1 1

U tg

q p

tg S

* 2

2

* 2

1 1

q q

p

S

đm tt

2

* 2

*

2

* cos

1

q q

p

U S

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

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

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

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 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

Hình 2.1: Sơ đồ thuật toán của phương pháp Newton

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