Tài liệu Nghiên cứu các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối thành phố đà lạt

TRANG TÓM TẮT TIẾNG ANH NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ ĐÀ LẠT Học viên: Lý Bùi Quốc Thái Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số: 60520202 Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN Khóa:K33LĐ Tóm tắt - Tỷ lệ tổn thất điện năng là một trong những chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật quan trọng trong công tác quản lý và vận hành lưới điện phân phối hiện nay. Để đánh giá và đưa ra các giải pháp giảm tổn thất điện năng phù hợp với thực tế, thì việc tính toán chính xác tổn thất điện năng cho lưới điện phân phối là vô cùng cần thiết. Từ các lý do nêu trên, tác giả đề xuất đề tài nghiên cứu các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối thành phố Đà Lạt nhằm phân tích, đánh giá hệ thống lưới điện hiện hữu và đưa ra các giải pháp giảm tổn thất điện năng phù hợp cho lưới điện phân phối Thành phố Đà Lạt. Luận văn đã phân nhóm phụ tải cho các trạm biến áp, xây dựng được đồ thị phụ tải đặc trưng riêng cho từng nhóm phụ tải, dùng phần mềm PSS/ADEPT 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 dừng tối ưu và xác định vị trí bù tối ưu. Từ khóa – tổn thất điện năng; lưới điện phân phối; PSS/ADEPT; vị trí dừng tối ưu; vị trí bù tối ưu. RESEARCH OF SOLUTIONS TO REDUCE THE POWER LOSS FOR DISTRIBUTION GRID OF DALAT CITY Abstract – Nowadays, Rate of power loss is one of the important economic and technical indicators in the management and operation distribution grid. In order to evaluate and provide solutions to reduce power losses suitable with reality, accurate calculation of power losses for distribution grid is essential. With all the reasons mentioned above, the author proposed a subject to research solutions to reduce power losses of the distribution grid in Da Lat city to analyze and evaluate the existing grid system and propose suitable solutions to reduce power losses for distribution grid of Da Lat city. This thesis has subgroup load for substations, built up the characteristic load-chart for each group of loads, using PSS / ADEPT software to simulate, calculate and evaluate the power loss condition for grid operation plans, Tie Open Point Optimization and Capacitor Placement Optimization. Keywords – Power loss, Distribution grid, PSS / ADEPT, Tie Open Point Optimization, Capacitor Placement Optimization MỤC LỤC TRANG BIA LỜI CAM ĐOAN TRANG TOM TẮT TIẾNG ANH MỤC LỤC DANH MỤC CAC CHỮ VIẾT TẮT VÀ KÝ HIỆU DANH MỤC CAC BẢNG DANH MỤC CAC HINH MỞ ĐẦU .........................................................................................................................1 1. Lý do chọn đề tài: ...............................................................................................1 2. Mục tiêu nghiên cứu: ..........................................................................................1 3. Tên đề tài ............................................................................................................1 4. Bố cục luận văn...................................................................................................2 CHƯƠNG 1. LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG ...................................................................................................................3 1.1. Vai trò và đặc điểm của lưới điện phân phối............................................................3 1.2. Tổn thất điện năng và nguyên nhân gây tổn thất ......................................................6 1.2.1. Tổn thất điện năng kỹ thuật ...............................................................................6 1.2.2. Tổn thất điện năng phi kỹ thuật .........................................................................7 1.3. Cách xác định TTCS và TTĐN trong hệ thống điện ................................................7 1.3.1. Cách xác định TTCS và TTĐN trên đường dây................................................8 1.3.1.1. Tổn thất công suất trên đường dây .............................................................8 1.3.1.2. Tổn thất điện năng trên đường dây.............................................................9 1.3.2. Cách xác định TTCS và TTĐN máy biến áp ..................................................10 1.3.2.1. Tổn thất công suất trong máy biến áp ......................................................10 1.3.2.2. Tổn thất điện năng trong máy biến áp ......................................................12 1.4. Các biện pháp giảm tổn thất điện năng ..................................................................12 1.4.1. Nhóm các giải pháp kỹ thuật ...........................................................................12 1.4.2. Nhóm các giải pháp kinh doanh ......................................................................13 1.5. Kết luận chương 1 ..................................................................................................14 CHƯƠNG 2. TÍNH TOÁN VÀ ĐÁNH GIÁ TTĐN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐÀ LẠT .........................................................................................................................15 2.1. Đặc điểm lưới điện phân phối thành phố Đà Lạt ...................................................15 2.1.1. Khối lượng quản lý vận hành hệ thống điện ...................................................15 2.1.1.1. Nguồn điện ...............................................................................................15 2.1.1.2. Khối lượng quản lý lưới điện ...................................................................15 2.1.2. Tình hình quản lý vận hành lưới điện..............................................................17 2.1.2.1. Trạm 110/22kV Đà Lạt 1 .........................................................................18 2.1.2.2. Trạm 110/22kV Đà Lạt 2 .........................................................................19 2.1.2.3. Trạm 110/22kV Suối Vàng ......................................................................21 2.1.3. Tình hình tăng trưởng và đặc điểm của phụ tải ...............................................21 2.1.3.1. Tình hình tăng trưởng điện thương phẩm.................................................21 2.1.3.2. Đặc điểm phụ tải lưới điện phân phối Đà Lạt ..........................................21 2.1.4. Tình hình thực hiện công tác giảm TTĐN ......................................................22 2.1.4.1. Các phương pháp chốt chỉ số để tính toán TTĐN đang áp dụng tại đơn vị . ...............................................................................................................22 2.1.4.2. Kết quả thực hiện tỷ lệ TTĐN qua các năm .............................................24 2.1.5. Đánh giá tình hình thực hiện các giải pháp giảm TTĐN đang được triển khai tại đơn vị ....................................................................................................................26 2.1.5.1. Các giải pháp tổ chức: ..............................................................................26 2.1.5.2. Các giải pháp quản lý kỹ thuật và quản lý vận hành: ...............................27 2.1.5.3. Các giải pháp đầu tư lưới điện: ................................................................28 2.1.5.4. Các giải pháp kinh doanh: ........................................................................30 2.1.5.5. Nhận xét chung .........................................................................................30 2.2. Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT ........................................................................31 2.2.1. Khái quát chung về phần mềm ........................................................................31 2.2.2. Các chức năng phân tích, tính toán của chương trình PSS/ADEPT ...............31 2.2.2.1. Tính toán phân bố công suất: ...................................................................31 2.2.2.2. Tính toán xác định điểm dừng tối ưu: ......................................................32 2.2.2.3. Tính toán xác định vị trí bù tối ưu: ...........................................................32 2.3. Tính toán tổn thất trung thế cho lưới điện phân phối Đà Lạt bằng chương trình PSS/ADEPT...................................................................................................................34 2.3.1. Xây dựng biểu đồ đặc trưng đầu xuất tuyến....................................................34 2.3.1.1. Phương pháp xây dựng .............................................................................35 2.3.1.2. Biểu đồ phụ tải các xuất tuyến .................................................................35 2.3.1.3. Biểu đồ phụ tải theo mùa ..........................................................................38 2.3.2. Xây dựng biểu đồ đặc trưng cho các nhóm phụ tải .........................................39 2.3.3. Cách tính toán TTĐN trên PSS/ADEPT .........................................................42 2.3.4. Thiết lập các thông số kinh tế cho chương trình PSS/ADEPT........................44 2.3.5. Kết quả tính toán .............................................................................................44 2.4. Kết luận chương .....................................................................................................46 CHƯƠNG 3. ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TTĐN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐÀ LẠT .........................................................................................................................47 3.1. Tính toán phương thức vận hành cơ bản tối ưu bằng chức năng TOPO ................47 3.1.1. Nhận định phương thức kết lưới hiện hữu: .....................................................47 3.1.2. Thực hiện tính toán kết lưới tối ưu ..................................................................47 3.1.2.1. Trình tự thực hiện tính toán ......................................................................47 3.1.2.2. Kết quả tính toán ......................................................................................48 3.1.2.3. Hiệu quả kinh tế........................................................................................50 3.2. Tính toán bù tối ưu cho lưới điện trung thế Đà Lạt bằng chức năng CAPO..........50 3.2.1. Hiện trạng công tác bù:....................................................................................50 3.2.2. Thực hiện tính toán bù tối ưu bằng chức năng CAPO ....................................51 3.2.2.1. Trình tự thực hiện tính toán ......................................................................51 3.2.2.2. Kết quả tính toán ......................................................................................52 3.2.2.3. Hiệu quả kinh tế........................................................................................53 3.3. Duy trì điện áp vận hành ở mức 23.1kV ................................................................54 3.4. Giải pháp san tải .....................................................................................................54 3.4.1. Khả năng san tải ..............................................................................................54 3.4.2. Kết quả tính toán sau khi san tải ......................................................................55 3.4.3. Hiệu quả kinh tế...............................................................................................56 3.5. Giải pháp về đầu tư lưới điện .................................................................................56 3.6. Hiệu quả sau khi áp dụng các giải pháp giảm TTĐN ............................................58 3.6.1. Hiệu quả giảm tỷ lệ TTĐN ..............................................................................58 3.6.2. Hiệu quả kinh tế...............................................................................................59 3.7. Kết luận chương .....................................................................................................59 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ .......................................................................................60 TÀI LIỆU THAM KHẢO .............................................................................................62 PHỤ LỤC QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN THẠC SĨ (BẢN SAO) BẢN SAO KẾT LUẬN CỦA HỘI ĐỒNG, BẢN SAO NHẬN XÉT CỦA CÁC PHẢN BIỆN. DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT VÀ KÝ HIỆU - LĐPP: Lưới điện phân phối. - TBA: Trạm biến áp. - CC: Công cộng. - CD: Chuyên dùng. - PLC: Chương trình thu thập dữ liệu đo ghi xa dùng công nghệ PLC. - MDAS: Hệ thống phân tích dữ liệu đo ghi xa. - CMIS: Hệ thống quản lý thông tin khách hàng. - MBA: Máy biến áp. - QLVH: Quản lý vận hành. - QLKD: Quản lý kinh doanh. - TOPO – Tie Open Point Optimization: Xác định điểm dừng tối ưu. - CAPO – Capacitor Placement Optimization: xác định vị trí bù tối ưu - TTCS : Tổn thất công suất. - TTĐN : Tổn thất điện năng. DANH MỤC CÁC BẢNG Số hiệu Tên bảng Trang 2.1. Khối lượng đường dây trung áp 15 2.2. Khối lượng đường dây hạ áp 16 2.3. Số lượng trạm biến áp 16 2.4. Khối lượng quản lý tụ bù 17 2.5. Tốc độ tăng thương phẩm giai đoạn 2012-2016 21 2.6. Tỷ trọng 05 thành phần phụ tải giai đoạn 2012-2017 22 2.7. Tỷ lệ TTĐN giai đoạn 2012-2016 24 2.8. Tỷ lệ TTĐN các tháng năm 2016 25 2.9. Tỷ lệ TTĐN các tháng năm 2017 theo phương pháp mới 25 2.10. Tỷ lệ TTĐN từng xuất tuyến 26 2.11. Tổng nhu cầu đầu tư lưới điện giai đoạn 2011-2017 29 2.12. Sản lượng các thành phần phụ tải trong TBA 40 2.13. Bảng chia thời điểm tính toán trong PSS/ADEPT 42 2.14. Bảng tính toán giá trị công suất tại từng thời điểm tính toán 42 2.15. Bảng tính toán TTCS từng xuất tuyến 43 2.16. Bảng tính giá trị DPo của từng xuất tuyến 43 2.17. Bảng tính TTĐN xuất tuyến 471 45 2.18. Bảng tỷ lệ TTĐN lưới điện trung thế Đà Lạt 45 3.1. Vị trí kết lưới mới sau khi chạy bài toán TOPO 48 3.2. Tỷ lệ TTĐN tính tại trên các xuất tuyến sau khi thay đổi kết lưới 49 3.3. Hiệu quả giảm TTCS và tỷ lệ TTĐN sau TOPO 50 3.4. Hệ số công suất trung bình đầu xuất tuyến 50 3.5. Tình hình lắp đặt và vận hành tụ bù trung thế 51 3.6. Vị trí bù tối ưu sau khi sau khi chạy bài toán CAPO 52 3.7. Tỷ lệ TTĐN tính tại trên các xuất tuyến sau khi bù tối ưu 53 3.8. Hiệu quả giảm TTCS và tỷ lệ TTĐN sau khi bù 53 3.9. Chi phí di dời tụ bù 54 3.10. Tỷ lệ TTĐN ứng với điện áp tại thanh cái bằng 104% định mức 54 3.11. Tỷ lệ TTĐN tính tại trên các xuất tuyến sau khi san tải 56 Số hiệu Tên bảng Trang 3.12. Hiệu quả giảm TTCS và tỷ lệ TTĐN sau khi san tải 56 3.13. Hiệu quả của các phương án đầu tư 57 3.14. Hiệu quả giảm TTCS và tỷ lệ TTĐN sau khi đầu tư 58 3.15. 3.16. Tỷ lệ TTĐN của các xuất tuyến sau khi áp dụng các giải pháp giảm TTĐN Hiệu quả kinh tế các giải pháp giảm TTĐN 58 59 DANH MỤC CÁC HÌNH Số hiệu Tên hình Trang 1.1. Lưới điện trung áp trên không 5 1.2. Lưới điện trung áp cáp ngầm 5 1.3. Sơ đồ đường dây 01 phụ tải 8 1.4. Sơ đồ đường dây n phụ tải 8 1.5. Sơ đồ MBA 02 cuộn dây 10 1.6. Sơ đồ MBA 03 cuộn dây và tự ngẫu 11 2.1. Sơ đồ kết lưới Thành phố Đà Lạt 17 2.2. Vùng xác định TTĐN theo phương pháp mới 24 2.3. Biểu đồ phụ tải tuyến 472 35 2.4. Biểu đồ phụ tải tuyến 474 36 2.5. Biểu đồ phụ tải tuyến 476 36 2.6. Biểu đồ phụ tải tuyến 478 36 2.7. Biểu đồ phụ tải tuyến 480 36 2.8. Biểu đồ phụ tải tuyến 471 37 2.9. Biểu đồ phụ tải tuyến 473 37 2.10. Biểu đồ phụ tải tuyến 475 37 2.11. Biểu đồ phụ tải tuyến 477 37 2.12. Biểu đồ phụ tải tuyến 474SV 38 2.13. Biểu đồ phụ tải theo mùa 38 2.14. Đồ thị phụ tải dặc trưng Nhóm tải Nông, lâm nghiệp 40 2.15. Đồ thị phụ tải dặc trưng Nhóm tải Công nghiệp, Xây dựng 41 2.16. Đồ thị phụ tải dặc trưng Nhóm tải Thương nghiệp, dịch vụ 41 2.17. Đồ thị phụ tải dặc trưng Nhóm tải Quản lý, tiêu dùng 41 2.18. Đồ thị phụ tải dặc trưng Nhóm tải Hoạt động khác 41 3.1. Sơ đồ kết lưới rút gọn của LĐPP Đà Lạt 47 3.2. Sơ đồ kết lưới sau khi TOPO 49 3.3. Sơ đồ kết lưới tuyến 478 sau khi san tải 55 3.4. Sơ đồ kết lưới tuyến 480 sau khi san tải 55 1 MỞ ĐẦU 1. Lý do chọn đề tài: Cùng với sự phát triển về kinh tế xã hội của Thành phố Đà Lạt trong những năm gần đây, một trong những nhiệm vụ trọng tâm của ngành điện là phải đảm bảo lưới điện vận hành an toàn, tin cậy đó là một thách thức lớn cho Công ty Điện lực Lâm Đồng nói chung và của Điện lực Đà Lạt nói riêng. Với tốc độ tăng trưởng phụ tải trung bình hàng năm của Thành phố Đà Lạt là trên 7%, hệ thống lưới điện hàng năm được nâng cấp cải tạo và ngày càng được mở rộng để đáp ứng đủ nhu cầu cấp điện cho sự phát triển chung của Thành phố. Song song với các nhiệm vụ vận hành lưới điện an toàn, đảm bảo về chất lượng điện điện năng và độ tin cậy lưới điện thì việc giảm tổn thất điện năng đang là mối quan tâm hàng đầu tại đơn vị. Trong điều kiện nguồn vốn được phân bổ hàng năm để sửa chữa, cải tạo lưới điện còn hạn chế, chưa đáp ứng được với nhu cầu thực tiễn dẫn đến tổn thất tăng cao là điều không thể tránh khỏi. Trong khi đó, chỉ tiêu tổn thất điện năng hàng năm phải thực hiện giảm theo lộ trình nhưng việc giao lộ trình giảm tổn thất điện năng lại không đề cập đến việc giao nhu cầu vốn để cải tạo nâng cấp lưới điện. Trước những khó khăn như trên thì việc nghiên cứu, đánh giá tình hình tổn thất điện năng và đưa ra các giải pháp hữu hiệu để giảm tổn thất điện năng là một việc làm vô cùng cần thiết. 2. Mục tiêu nghiên cứu: Phân tích, đánh giá hệ thống lưới điện hiện hữu và đưa ra các giải pháp để giảm tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối Thành phố Đà Lạt. 2.1. Phạm vi và đối tượng nghiên cứu: Phạm vi nghiên cứu: Thực hiện tính toán và đánh giá tình hình tổn thất điện năng của lưới điện phân phối trung thế thành phố Đà Lạt, từ đó đưa ra các giải pháp để giảm tổn thất điện năng. Đối tượng nghiên cứu: lưới điện phân phối 22kV của thành phố Đà Lạt. 2.2. Phương pháp nghiên cứu: Sử dụng phương pháp nghiên cứu lý thuyết và thực nghiệm Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: Nghiên cứu các tài liệu, sách báo, giáo trình,…về vấn đề tính toán xác định tổn thất công suất và tổn thất điện năng, điện áp, các giải pháp giảm tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối. Phương pháp thực nghiệm: Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính toán tổn thất công suất và tổn thất điện năng, từ đó xác định các vị trí bù tối ưu công suất phản kháng, các điểm mở tối ưu … Đánh giá lại hiệu quả sau khi thực hiện các giải pháp giảm TTĐN. 3. Tên đề tài Căn cứ vào lý do chọn đề tài, phạm vi, đối tượng và phương pháp nghiên cứu, tôi xin chọn đề tài ‘Nghiên cứu các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối thành phố Đà Lạt’ 2 4. Bố cục luận văn Chương 1: Lưới điện phân phối và các giải pháp giảm tổn thất điện năng Chương 2: Tính toán, phân tích và đánh giá tổn thất điện năng lưới điện phân phối thành phố Đà Lạt. Chương 3: Đề xuất các giải pháp giảm ttđn lưới điện phân phối Đà Lạt. 3 CHƯƠNG 1 LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG 1.1. Vai trò và đặc điểm của lưới điện phân phối Hệ thống lưới điện phân phối có vai trò quan trọng trong việc cung cấp điện trực tiếp đến khách hàng sử dụng điện. Trong công cuộc xây dựng và phát triển đất nước hiện nay, việc cung cấp điện năng là một trong những ngành quan tâm hàng đầu của Chính Phủ nói chung và của ngành điện nói riêng. Vì vậy để đảm bảo chất lượng điện năng thì việc nghiên cứu, thiết kế hệ thống lưới điện phân phối là hết sức quan trọng. Lưới điện phân phối thường được chia thành 02 phần theo cấp điện áp vận hành: - Lưới điện phân phối trung áp có cấp điện áp từ 6 đến 35kV. - Lưới điện phân phối hạ áp cấp điện cho các phụ tải có cấp điện áp 380/220V - Thông thường lưới điện phân phối trung áp nhận điện từ các trạm biến áp nguồn 110/22kV, các trạm biến áp trung gian 35/22kV, từ thanh cái nhà máy điện 6.3/22kV, 6.6/22kV… Lưới điện phân phối trung áp có 06 loại cơ bản [1] với các đặc điểm đó là: - Lưới phân phối hình tia: rẻ tiền nhưng độ tin cậy thấp. - Lưới phân phối hình tia phân đoạn: có độ tin cậy cao hơn, các phân đoạn phía nguồn sẽ có độ tin cậy cao hơn các phân đoạn cuối lưới. - Lưới phân phối kín vận hành hở do 01 nguồn cung cấp: độ tin cậy cao hơn do mỗi phân đoạn được cấp nguồn từ 02 phía. Lưới này có thể vận hành kín để cho độ tin cậy và chất lượng cấp điện cao hơn nhưng phải trang bị máy cắt và thiết bị bảo vệ có hướng nên đắt tiền hơn. Vận hành hở sẽ có độ tin cậy thấp hơn một chút do phải thao tác chuyển nguồn khi sự cố hoặc công tác nhưng chi phí rẻ hơn. - Lưới phân phối kín vận hành hở cấp điện từ 02 nguồn độc lập: lưới điện này phải vận hành hở vì không đảm bảo điều kiện vận hành song song lưới điện ở các phân đoạn, khi thao tác có thể gây ngắn mạch. - Lưới điện kiểu đường trục, cấp điện cho một trạm cắt hoặc trạm biến áp, từ đó có các đường dây cấp điện cho các trạm biến áp phụ tải. Trên các đường dây cấp điện không có nhánh rẽ, loại này có độ tin cập cấp điện cao. Loại này hay dùng để cấp điện cho các xí nghiệp hay các nhóm phụ tải xa trạm nguồn và có yêu cầu công suất lớn. - Lưới điện có đường dây dự phòng chung: có nhiều đường dây phân phối được dự phòng chung bởi 01 đường dây dự phòng. Lưới này có độ tin cậy cao và rẻ 4 hơn là kiểu 01 đường dây dự phòng cho 01 đường dây. Loại này được dùng tiện lợi cho lưới điện cáp ngầm. - Hệ thống phân phối điện: là dạng cao cấp và hoàn hảo nhất của lưới phân phối trung áp. Lưới điện có nhiều nguồn, nhiều đường dây tạo thành mạch kín, có nhiều điểm được đặt thiết bị phân đoạn. Lưới điện bắt buộc phải điều khiển từ xa với sự trợ giúp của máy tính và hệ thống SCADA. Các điểm cắt được chọn theo điều kiện tổn thất điện năng nhỏ nhất cho chế độ vận hành bình thường, chọn lại theo mùa trong năm và chọn theo điều kiện an toàn cao nhất khi sự cố. Dựa vào kết lưới cơ bản có thể chia lưới điện phân phối trung áp ra thành 02 dạng như sau: Lưới điện phân phối trung áp trên không: lưới hình tia, lưới phân đoạn, lưới kín vận hành hở và đường dây cung cấp (Hình 1.1). a) Lưới hình tia TBP Đ TBP Đ b) Lưới hình tia phân đoạn TBPĐ: thiết bị phân đoạn TBP Đ TBP Đ ∆ - 5 c) Lưới điện kín vận hành hở ∇ điểm để hở Hình 1.1 Lưới điện trung áp trên không - Lưới điện phân phối trung áp cáp ngầm: lưới cáp ngầm có cấu tạo phức tạp hơn lưới trên không nên thường được sử dụng ở thành phố có mật độ phụ tải cao mà điều kiện không cho phép đi dây trên không. Do việc phát hiện điểm sự cố và sửa chữa cáp khó khăn hơn đường dây trên không nên lưới cáp có sơ đồ cơ bản là kín vận hành hở. Cáp được chôn trong đất hoặc trong các mương cáp chỉ đưa lên mặt đất trong trạm phân phối và được nối qua các dao cách ly nối tiếp, một trong các dao này sẽ mở để vận hành hở (Hình 1.2). Hình 1.2 Lưới điện trung áp cáp ngầm 6 1.2. Tổn thất điện năng và nguyên nhân gây tổn thất 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 còn được gọi là điện năng dùng để truyền tải và phân phối điện. Trong hệ thống điện, tổn thất điện năng phụ thuộc vào đặc tính của lưới điện, khả năng cung cấp của hệ thống và phụ thuộc vào công tác quản lý vận hành hệ thống điện. Tổn thất điện năng có thể phân ta thành hai loại cơ bản là TTĐN kỹ thuật và TTĐN phi kỹ thuật [7]. 1.2.1. Tổn thất điện năng kỹ thuật Tổn thất kỹ thuật là lượng điện năng tiêu hao tất yếu trong quá trình truyền tải và phân phối điện. Trong quá trình truyền tải, phân phối đó máy biến áp, dây dẫn và các thiết bị trên hệ thống điện có trở kháng tương đối lớn khi dòng điện đi qua gây ra tổn hao kỹ thuật trên dây dẫn, máy biến áp và thiết bị, ngoài ra còn có tổn hao vầng quang trong không khí, tổn hao hỗ cảm do dây dẫn đi gần các đường dây khác, tổn hao điện môi trong tụ điện hoặc trên đường cáp điện…Tiêu hao tất yếu xảy ra trong quá trình này chính là TTĐN kỹ thuật. Các nguyên nhân làm tăng TTĐN kỹ thuật như sau: - Quá tải dây dẫn: làm tăng nhiệt độ trên dây dẫn và làm tăng thêm TTĐN trên dây dẫn. - Không cân bằng pha: không cân bằng pha sẽ làm tăng TTĐN trên dây trung tính, dây pha và làm tăng TTĐN trong MBA. Đồng thời cũng có thể gây quá tải ở pha có dòng điện lớn. - Vận hành quá tải MBA: 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 TTĐN trên MBA đồng thời gây sụt áp và làm tăng TTĐN trên lưới điện phía hạ áp. - Vận hành non tải MBA: máy biến áp vận hành non tải hoặc không tải, tổn hao không tải lớn hơn so với điện năng sử dụng, mặt khác tải thấp sẽ không phù hợp với hệ thống đo đếm dẫn đến TTĐN cao. - Hệ số cos thấp: do phụ tải có hệ số cos thấp, thực hiện lắp đặt và vận hành tụ bù không phù hợp gây cos thấp trên lưới điện. Cos thấp dẫn đến cần tăng dòng điện truyền tải công suất phản kháng do đó làm tăng dòng điện tải của hệ thống và làm tăng TTĐN. - Do các điểm tiếp xúc và mối nối tiếp xúc kém: làm tăng nhiệt độ các mối nối, tiếp xúc và làm tăng TTĐN. - Do thiết bị cũ, lạc hậu: các MBA, thiết bị cũ thường có hiệu suất thấp và TTĐN cao. - Do hệ thống nối đất không đảm bảo yêu cầu kỹ thuật. 7 - Việc kiểm tra, bảo dưỡng và vệ sinh thiết bị không hợp lỹ dẫn đến khả năng phát sinh dòng rò, phóng điện qua cách điện gây TTĐN. - Điện áp thấp dưới giới hạn cho phép: với cùng một công suất cấp cho tải, điện áp thấp sẽ làm tăng dòng điện phải truyền tải và làm tăng TTĐN. - Chất lượng điện áp không đảm bảo như: lệch pha điện áp, không đối xứng điện áp, méo sóng điện áp do các thành phần sóng hài bậc cao… các thành phần dòng thứ tự nghịch, thứ tự không và các thành phần sóng hài bậc cao sẽ gây ra những tổn thất phụ, làm phát nóng MBA, đường dây và tăng TTĐN. - Việc tính toán phương thức vận hành chưa hợp lý hay vận hành các phương thức bất lợi trong trường hợp sự cố dẫn đến TTĐN cao. - Chế độ sử dụng điện không hợp lý: công suất sử dụng của nhiều thành phần phụ tải có sự chênh lệch khá lớn giữa giờ cao điểm và thấp điểm. 1.2.2. Tổn thất điện năng phi kỹ thuật Tổn thất điện năng phi kỹ thuật hay còn gọi là TTĐN thương mại là phần tổn thất được gây ra do nhiều nguyên nhân nhưdo chủ quan trong công tác quản lý hệ thống đo đếm, các sai sót trong nghiệp vụ kinh doanh hoặc do tác động của các hành vi sai phạm trong sử dụng điện… dẫn đến điện năng bán cho khách hàng đo được qua hệ thống đo đếm thấp hơn so với điện năng khách hàng sử dụng. Các nguyên nhân làm tăng TTĐN thương mại như sau: - Hệ thống đo đếm không phù hợp: các thiết bị đo đếm không phù hợp với phụ tải, hệ số nhân của hệ thống không đúng, cấp chính xác không đạt yêu cầu đều dẫn đến hệ thống đo đếm không chính xác làm cho TTĐN tăng cao. - Lắp đặt và đấu nối hệ thống đo đếm sai: sai sơ đồ đấu dây, sai tỷ số biến… - Kiểm tra, kiểm định hệ thống không kịp thời như: không thực hiện khâu kiểm định ban đầu, kiểm định định kỳ theo quy định; không kiểm tra phát hiện các thiết bị đo đếm bị hư hỏng để thay thế kịp thời… - Các sai sót trong nghiệp vụ kinh doanh: đọc sai chỉ số công tơ, thống kê tổng hợp không chính xác, bỏ sót khách hàng… - Không phát hiện được các hiện tượng vi phạm trong sử dụng điện để ngăn chặn kịp thời như: câu móc điện trực tiếp, can thiệp và làm hư hỏng hoặc sai lệch hệ thống đo đếm. 1.3. Cách xác định TTCS và TTĐN trong hệ thống điện Theo [1] và [3] TTCS, TTĐN trên đường dây và trong MBA được xác định như sau: 8 1.3.1. Cách xác định TTCS và TTĐN trên đường dây 1.3.1.1. Tổn thất công suất trên đường dây (a) Đường dây có 01 phụ tải Xét trường hợp đường dây có 01 phụ tải: S=P+jQ Hình 1.3 Sơ đồ đường dây 01 phụ tải Tổn thất công suất: ∆S = ∆P+j∆Q (1.1) Tổn thất công suất tác dụng ∆P: ∆𝑃 = 𝑃2 +𝑄2 2 𝑈đ𝑚 𝑅= 𝑆2 2 𝑈đ𝑚 𝑅 (1.2) 𝑋 (1.3) Tổn thất công suất tác dụng ∆Q: ∆𝑄 = 𝑃2 +𝑄2 2 𝑈đ𝑚 𝑋= 𝑆2 2 𝑈đ𝑚 Suy ra tổn thất công suất: ∆𝑆 = ∆𝑃 + 𝑗∆𝑄 = ( 𝑃2 +𝑄2 2 𝑈đ𝑚 ) (𝑅 + 𝑗𝑋 ) = ( 𝑆2 2 𝑈đ𝑚 ) (𝑅 + 𝑗𝑋 ) (1.4) Từ biểu thức trên cho thấy tổn thất công suất trên đường dây phụ thuộc vào thông số đường dây, công suất và điện áp tại nút phụ tải. (b) Đường dây có n phụ tải: Hình 1.4 Sơ đồ đường dây n phụ tải Tổn thất công suất trên đường dây được tính bằng công thức như sau: 9 ∆𝑆 = 1 2 𝑈đ𝑚 × ∑𝑛𝑖=1(𝑃𝑖2 + 𝑄𝑖2 )(𝑟𝑖 + 𝑗𝑥𝑖 ) (1.5) Với i = 1 tới n là chỉ số đoạn Tổn thất công suất tác dụng: ∆𝑃 = 1 2 𝑈đ𝑚 × ∑𝑛𝑖=1(𝑃𝑖2 + 𝑄𝑖2 ) × 𝑟𝑖 (1.6) × ∑𝑛𝑖=1(𝑃𝑖2 + 𝑄𝑖2 ) × 𝑥𝑖 (1.7) Tổn thất công suất phản kháng: ∆𝑄 = 1 2 𝑈đ𝑚 1.3.1.2. Tổn thất điện năng trên đường dây Nếu phụ tải của đường dây không thay đổi và xác định được tổn thất công suất tác dụng trên đường dây là ∆P thì khi đó tổn thất điện năng trong thời gian t sẽ là: 𝑇 𝑇 𝑆𝑡2 𝑇 ∆𝐴 = ∫0 ∆𝑃(𝑡 )𝑑𝑡 = 3𝑅 ∫0 𝐼𝑡2 𝑑𝑡 = 𝑅 ∫0 𝑇 𝑃𝑡2 +𝑄𝑡2 2 𝑑𝑡 = 𝑅 ∫0 𝑈𝑡 𝑈𝑡2 𝑑𝑡 (1.8) Trong tính toán, công thức trên được vận dụng khác nhau để tính toán TTĐN cho từng trường hợp như: tính theo đồ thị phụ tải, tính theo thời gian tổn thất công suất lớn nhất và tính theo dòng điện trung bình bình phương hoặc tính toán TTĐN theo đường cong tổn thất [4]. Trong thực tế, để tính gần đúng ∆A có thể sử dụng phương pháp tính theo thời gian tổn thất công suất lớn nhất để tính toán tổn thất điện năng ∆𝐴 = ∆𝑃𝑚𝑎𝑥 × 𝜏 (1.9) Với τ được xác định gần đúng theo công thức kinh nghiệm như sau: 𝜏 = (0.124 + 𝑇𝑚𝑎𝑥 × 10−4 ) × 8760 (giờ) 𝜏 = 0.3𝑇𝑚𝑎𝑥 + 2 0.7×𝑇𝑚𝑎𝑥 8760 (giờ) (1.10) (1.11) Trong đó Tmax là thời gian sử dụng công suất lớn nhất Các công thức trên được sử dụng tốt trong qui hoạch, trong đó Tmax được chọn theo loại phụ tải. Nhưng trong vận hành khó tính chính xác được tổn thất điện năng do không có các thông số chính xác về phụ tải. 10 1.3.2. Cách xác định TTCS và TTĐN máy biến áp 1.3.2.1. Tổn thất công suất trong máy biến áp (a) Máy biến áp 02 cuộn dây Hình 1.5 Sơ đồ MBA 02 cuộn dây Có thể phân tổn thất công suất trong máy biến áp thành 02 thành phần: phụ thuộc và không phụ thuộc vào phụ tải. - Thành phần không phụ thuộc vào phụ tải là tổn thất trong lõi thép của máy biến áp còn được gọi là tổn thất không tải, nó chỉ phụ thuộc vào cấu tạo của máy biến áp và được xác định theo số liệu kỹ thuật của máy biến áp ∆So = ∆Po + j∆Qo (1.12) Với: ∆𝑄𝑜 = 𝐼𝑜 𝑆đ𝑚 (1.13) 100 Trong đó: Io là dòng điện không tải tính theo phần trăm (trong lý lịch máy) ∆Po là tổn thất công suất tác dụng không tải (trong lý lịch máy) ∆Qo là tổn thất công suất phản kháng không tải - Thành phần phụ thuộc vào phụ tải là tổn thất trong điện trở cuộn dây, còn gọi là tổn thất đồng hay tổn thất ngắn mạch và được xác định bằng công thức sau: ∆𝑃𝑐𝑢 = 3𝐼2 𝑅𝑏 = 𝑃2 +𝑄2 2 𝑈đ𝑚𝑏 ∆𝑄𝑐𝑢 = 3𝐼2 𝑋𝑏 = 𝑅𝑏 = ∆𝑃𝑁 ( 𝑃2 +𝑄2 2 𝑈đ𝑚𝑏 𝑋𝑏 = 𝑆 𝑆đ𝑚 𝑈𝑁 𝑆 2 100𝑆đ𝑚 ) 2 (1.14) (1.15) Trong đó S, P, Q là công suất tải qua máy biến áp, Sđm là công suất định mức của máy biến áp và ∆PN là tổn thất ngắn mạch. 11 Rb và Xb phải tương thích với Uđmb, nghĩa là khi tính Rb và Xb ở cấp điện áp nào thì phải sử dụng điện áp đó trong công thức tính ∆Pcu, ∆Qcu. Tổng tổn thất trong máy biến áp: ∆𝑃𝑏 = ∆𝑃𝑜 + ∆𝑃𝑐𝑢 = ∆𝑃𝑜 + ∆𝑃𝑁 ( ∆𝑄𝑏 = ∆𝑄𝑜 + ∆𝑄𝑐𝑢 = ∆𝑄𝑜 + 𝑆 𝑆đ𝑚 ) 2 𝑈𝑁 𝑆 2 100𝑆đ𝑚 ∆𝑆𝑏 = ∆𝑃𝑏 + 𝑗∆𝑄𝑏 (1.16) (1.17) (1.18) Công suất phía cao máy biến áp là: S’ = S + ∆Sb (1.19) (b) Máy biến áp 03 cuộn dây và tự ngẫu Tổn thất không tải trong máy biến áp 03 cuộn dây hay biến áp tự ngẫu cũng được xác định theo thông số kỹ thuật của từng loại máy: ∆Po tra bảng, ∆𝑄𝑜 = 𝐼𝑜 𝑆đ𝑚 100 Hình 1.6 Sơ đồ MBA 03 cuộn dây và tự ngẫu Tổn thất đồng trong các cuộn dây được xác định theo công suất tải của mỗi cuộn dây, vì tổng trở các cuộn qui về phía cao nên tổn thất công suất trong các cuộn đều phải tính theo điện áp UC Tổn thất đồng trong cuộn hạ áp: 𝑆′ 2 ∆𝑆𝑐𝑢𝐻 = ( 𝐻 ) × 𝑍𝐵𝐻 𝑈𝐶 (1.20) Tổn thất đồng trong cuộn trung áp: 𝑆𝑇′ 2 ∆𝑆𝑐𝑢𝑇 = ( ) × 𝑍𝐵𝑇 𝑈𝐶 (1.21) Tổn thất đồng trong cuộn cao áp: 𝑆′ 2 ∆𝑆𝑐𝑢𝐶 = ( 𝐶 ) × 𝑍𝐵𝐶 𝑈𝐶 (1.22) 12 Trong đó: S’C = ST + SH; ST = S’T +∆ScuT; SH = S’H +∆ScuH; UC: điện áp phía cao cáp 1.3.2.2. Tổn thất điện năng trong máy biến áp Tổn thất điện năng trong máy biến áp gồm 02 phần: Tổn thất điện năng không tải ( Abkt): không phụ thuộc vào phụ tải, được xác định theo thời gian làm việc của máy biến áp. Tổn thất điện năng trong cuộn dây ( Abcu): phụ thuộc vào tải, xác định theo đồ thị phụ tải, nếu công suất MBA có đồ thị như phụ tải thì dùng Tmax để tính τ. Tổn thất điện năng 1 năm tính theo τ là: ∆𝐴𝑏𝑘𝑡 = ∆𝑃𝑜 × 𝑇𝑏 (1.23) ∆𝐴𝑏𝑐𝑢 = ∆𝑃𝑚𝑎𝑥 × 𝜏 (1.24) Tổng tổn thất: ∆𝐴𝑏 = ∆𝑃𝑜 × 𝑇𝑏 + ∆𝑃𝑚𝑎𝑥 × 𝜏 = ∆𝑃𝑜 × 𝑇𝑏 + ∆𝑃𝑁 ( 𝑆𝑚𝑎𝑥 2 𝑆đ𝑚 ) ×𝜏 (1.25) Với: Tb là thời gian vận hành của máy biến áp Smax là phụ tải cực của máy biến áp Nếu có n máy biến áp như nhau làm việc song song thì tổn thất điện năng trong n máy là: 1 𝑆𝑚𝑎𝑥 2 ∆𝐴𝑏 = 𝑛 × ∆𝑃𝑜 × 𝑇𝑏 + ∆𝑃𝑁 × ( 𝑛 𝑆đ𝑚 ) ×𝜏 (1.26) Nếu cho đồ thị phụ tải bậc thang thì: ∆𝐴𝑏 = ∆𝑃𝑜 × 𝑇𝑏 + ∆𝑃𝑁 ∑8760 0 𝑆𝑡2 2 𝑆đ𝑚 (1.27) 1.4. Các biện pháp giảm tổn thất điện năng Nhìn chung công tác giảm tổn thất được tiến hành thông qua việc phân tích tổn thất trong hệ thống, để thiết lập các biện pháp phòng chống tổn thất và đánh giá tác dụng của các biện pháp này, các giải pháp nhằm thực hiện giảm TTĐN [2] có thể được tóm gọn như sau: 1.4.1. Nhóm các giải pháp kỹ thuật - Hoàn thiện cấu trúc lưới để có thể vận hành với tổn thất nhỏ nhất, làm thêm điểm ngắt lưới, đường dây nối tuyến… - Đầu tư thêm đường dây mới để san tải, tăng cường tiết diện dây dẫn đối với các đường dây đầy tải, nâng cấp hệ thống phân phối 1 pha thành 03 pha. - Bù kinh tế lưới điện phân phối bằng tụ điện.