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

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA THÁI TRƢỜNG SƠN TÍNH TOÁN, ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƢỚI ĐIỆN TRUNG ÁP 22 KV KHU VỰC THÀNH PHỐ KON TUM C C R UT.L D Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số: 8520201 TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN Đà Nẵng - Năm 2020 Công trình được hoàn thành tại TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA Người hướng dẫn khoa học: PGS.TS. Đınh Thành Vıệt Phản biện 1: TS. Đoàn Anh Tuấn Phản biện 2: TS. Lê Kỷ C C R UT.L Luận văn sẽ được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ Kỹ thuật điện họp tại Trường Đại học Bách khoa vào ngày 18 tháng 7 năm 2020. D Có thể tìm hiểu luận văn tại:  Trung tâm Học liệu và Truyền thông, Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN  Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN 1 MỞ ĐẦU I. LÝ DO CHỌN ĐỀ TÀI Giảm tổn thất điện năng đang là một chỉ tiêu được quan tâm hàng đầu của Ngành điện nói chung và Công ty Điện lực Kon Tum nói riêng trong giai đoạn hiện nay. Việc phân tích đánh giá và đưa ra các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện trung áp 22kV khu vực thành phố Kon Tum sẽ góp phần vào việc hoàn thành lộ trình giảm tổn thất điện năng của Công ty Điện lực Kon Tum nói riêng và Tổng Công ty Điện lực miền Trung nói chung là việc cấp thiết trong giai đoạn hiện nay. Trên cơ sở những phân tích trên đây, học viên chọn đề tài “Tính toán, đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện trung áp 22 kV khu vực thành phố Kon Tum” cho luận văn tốt nghiệp của mình. II. MỤC ĐÍCH NGHIÊN CỨU Từ thực trạng nguồn và phụ tải lưới điện trung áp 22kV thành phố Kon Tum, luận văn phân tích, đánh giá tình hình tổn thất điện năng, tìm ra nguyên nhân tổn thất điện năng và đề xuất một số giải pháp nhằm giảm tổn thất điện năng trên lưới điện trung áp thành phố Kon Tum xuống mức thấp nhất có thể. III. ĐỐI TƢỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨU - Phạm vi nghiên cứu: “Tính toán, đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện trung áp 22 kV khu vực thành phố Kon Tum” bằng phần mềm PSS/ADEPT. - Đối tượng nghiên cứu: Lưới điện trung áp 22kV khu vực thành phố Kon Tum. IV. PHƢƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU - Dùng phần mềm PSS/ADEPT mô phỏng, tính toán tổn thất công suất lưới điện trung thế thành phố Kon Tum. Từ số liệu tổn thất công suất, tính ra tỉ lệ tổn thất điện năng theo phương pháp K đồ thị như hướng dẫn của Tập đoàn Điện lực Việt Nam. - Đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện trung áp thành phố Kon Tum. V. Ý NGHĨA KHOA HỌC VÀ THỰC TIỄN CỦA ĐỀ TÀI Đề tài nghiên cứu xuất phát từ nhu cầu thực tế của lưới điện trung áp thành phố Kon Tum, do đó kết quả mang tính thực tiễn, có thể áp dụng và nhân rộng rộng rãi. D C C R UT.L 2 VI. BỐ CỤC LUẬN VĂN - Mở đầu - Chương 1: Tổng quan lưới điện phân phối TP Kon Tum. - Chương 2: Đánh giá tổn thất điện năng lưới điện 22 kV khu vực thành phố Kon Tum năm 2019. - Chương 3: Các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện trung áp 22 kV điện lực thành phố Kon Tum và đề xuất các giải pháp đầu tư trong năm 2020. - Kết luận và kiến nghị. Chƣơng 1 TỔNG QUAN LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ KON TUM 1.1. Đặc điểm tự nhiện khu vực thành phố Kon Tum 1.1.1. Vị trí địa lý – kinh tế Thành phố Kon Tum nằm ở địa hình lòng chảo phía nam tỉnh Kon Tum, trên độ cao khoảng 525m, và được uốn quanh bởi thung lũng sông Đăk Bla. Phía Tây thành phố giáp huyện Sa Thầy, phía Bắc giáp huyện Đắk Hà, phía Đông giáp huyện Kon Rẫy và phía Nam giáp huyện Chư Păh thuộc tỉnh Gia Lai. 1.1.2. Điều kiện tự nhiên, xã hội Thành phố Kon Tum có đặc điểm khí hậu vùng núi Tây Nguyên, diện tích của thành phố là 433 km², dân số là 160.724 người, gồm 20 dân tộc sinh sống chủ yếu là dân tộc Kinh, Ba Na, Xơ Đăng… 1.2. Đặc điểm lƣới điện trung áp thành phố Kon Tum 1.2.1. Nguồn điện - Có 02 MBA (65MVA); mang tải 57,72%; - Có 11 xuất tuyến 22 kV bao gồm: 472, 473, 474, 475, 476, 477, 479, 481, 485, 487, 489. 1.2.2. Lƣới điện 1.2.2.1 Sơ đồ nguyên lý lưới điện 22 kV D C C R UT.L 3 Hình 1.1 Sơ đồ nguyên lý lưới điện 22 k V thành phố Kon Tum 1.2.2.2 Khối lượng quản lý Đến 6/2019, Điện lực thành phố Kon Tum quản lý vận hành với khối lượng như sau: ng 1.1. Tổng hợp khối lượng LĐPP qu n lý C C R UT.L D TT Hạng mục 1 2 3 4 Đường dây trung thế, cao thế Đường dây hạ thế Trạm biến áp Tụ bù trung thế Dung lượng (kVAr) Tụ bù hạ thế Dung lượng (kVAr) Thiết bị đóng cắt + Recloser + LBS + Dao cách ly + RMU 5 6 Tổng cộng 496.41 503.39 584 11 3 300 151 119 80 177 29 34 83 27 Ngành điện Khách hàng 460 501.22 432 11 3 300 133 8 530 149 29 34 82 0 36.41 2.17 152 0 0 18 3 450 28 0 0 1 27 1.2.2.3 Đánh giá hiện trạng lưới điện - Đường dây trung thế 496,41 km, chủ yếu dùng các loại dây XLPE 240, 185, 150, 120 ; AC240, 185, 150, 120 cho trục chính và XLPE 95, 70, 50 mm2; AC 95, 70, 50 mm2 cho các nhánh rẽ. Một số đường 4 dây trục chính, đường dây dài điện áp cuối nguồn thấp. Do đó, cần có kế hoạch để nâng cấp, cải tạo. 1.3. Tình hình thực hiện tổn thất điện năng các năm 2016, 2017, 2018 và 2019. 1.3.1 Khái niệm và cách tính tổn thất 1.3.1.1. Khái niệm và cách tính tổn thất báo cáo (tổn thất kinh doanh). -Điện nhận: được ghi nhận sản lượng từ (00h00) ngày đầu tháng đến (24h00) ngày cuối tháng; -Thương phẩm được ghi nhận theo từng phiên ghi điện, ghi nhận sản lượng từ một ngày nhất định của tháng trước đến cùng ngày của tháng sau. 1.3.1.2. Khái niệm chương trình hiệu suất khu vực -Ghi nhận sản lượng điện nhận và thương phẩm cho từng khu vực trung và hạ áp trong cùng một ngày để tính toán tổn thất cho từng khu vực. Điện năng TTHệ thống = Điện năng TTTrung áp + Điện năng TTHạ áp (1.1) 1.3.1.3. Kết quả thực hiện các chỉ tiêu sản xuất kinh doanh và tổn thất điện năng ng 1.6. Tình hình thực hiện TTĐN ĐLTP từ 2016÷2019 C C R UT.L D Cấp điện áp 2016 1 Trung áp 2.42 2.55 2.08 1.92 2 Hạ áp 2.58 2.47 2.43 2.36 3 Trung+ Hạ áp 4.11 3.82 3.89 3.51 STT 2017 2018 2019 Tỷ lệ phần trăm 1.4 Kết luận chƣơng 1 Qua thực trạng lưới điện lưới điện khu vực thành phố Kon Tum, ta nhận thấy một số xuất tuyến 22kV mang tải cao, đường dây dài, tiết diện dây vẫn còn nhỏ, một số điểm mở chưa tối ưu, một số tụ bù trung thế bố trí chưa hợp lý. Vì vậy, việc nghiên cứu giải pháp giảm tổn thất là cấp thiết. 5 Chƣơng 2: ĐÁNH GIÁ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƢỚI ĐIỆN 22 KV ĐIỆN LỰC THÀNH PHỐ KON TUM NĂM 2019 2.1. Giới thiệu tổng quan về tổn thất điện năng và tổn thất công suất trong lƣới điện phân phối. các phƣơng pháp tính TTĐN, phƣơng pháp tính TTĐN theo EVN 2.1.1. Tổn thất và nguyên nhân gây tổn thất 2.1.1.1. Tổn thất k thu t Tổn thất kỹ thuật là lượng điện năng tiêu hao tất yếu xảy ra trong quá trình truyền tải và phân phối điện [2, 8]. 2.1.1.2. Tổn thất thương m i Tổn thất thương mại phụ thuộc vào cơ chế quản lý, quy trình quản lý hành chính, hệ thống công tơ đo đếm và ý thức của người sử dụng. 2.1.2. Các yếu tố ảnh hưởng đến trị số tổn thất công suất & tổn thất điện năng trong HTĐ 2.1.2.1 Quan hệ giữa các phương pháp tính toán TTCS và TTĐN A = Pmax.(2.1) -Công thức kinh điển:  = (0.124 + Tmax.10-4)2.8760(2.2) -Công thức Kenzevits: 8760  Tmax  Pmin  (2.3)   C C R UT.L D   2Tmax  8760  1 1 Tmax 2 Pmin  Pmax   8760 Pmax -Công thức Valander: 2  Tmax   Tmax     8760. 0,13.    0,87.   (2.4) 8760   8760    -Tra đường cong tính toán:  = f(Tmax,cos)(2.5) 2.1.2.2 Các yếu tố nh hưởng đến trị số TTCS Mỗi phần tử của hệ thống điện được đặc trưng bằng các thông số, các thông số này xác định bằng các tính chất vật lý, sơ đồ nối các phần tử và nhiều điều kiện giản ước khác. 2.1.2.3 Các yếu tố nh hưởng đến trị số TTĐN Các yếu tố ảnh hưởng đến TTCS đều ảnh hưởng đến TTĐN. Ngoài ra TTĐN còn phụ thuộc vào biểu đồ phụ tải, đặc tính thiết bị của các hộ tiêu thụ điện, cấu trúc lưới điện và phương thức vận hành. 6 2.1.3. Tính toán tổn thất công suất trong quản lý v n hành LĐPP 2.1.3.1 Cơ sở phương pháp Khi tính thiết kế LĐPP, do yêu cầu độ chính xác không cao ta thường sử dụng phương pháp gần đúng để tính phân bố công suất và tổn thất trong mạng điện theo điện áp định mức. Do đó cần phải lựa chọn phương pháp tính toán có thể x t đến đầy đủ các yếu tố tạo nên độ chính xác thỏa đáng. 2.1.3.2. Phương pháp gi i và các chương trình tính toán Hình 2.4 sau đây là sơ đồ khối các bước tính toán của ph p lặp Newton trong các phương trình tính toán. C C R UT.L D Hình 2.4. Sơ đồ thu t toán của phương pháp Newton 7 2.1.4. Các phương pháp tính toán TTĐN trong LĐPP 2.1.4.1. Phương pháp tích ph n đồ thị Biểu thức dưới dấu tích phân trong trường hợp thứ nhất sẽ bằng : T n n t I t .t   I t .t (2.13)  I t .dt   n 1 t 1 2 2 2 o C C R UT.L Hình 2.5. Đồ thị ph t i chữ nh t h a Trường hợp thứ hai: D Hình 2.6. Đồ thị ph t i hình thang h a n 1 t  2  2     2 t2  (2.14)  o  n 2n  t 1  T 2  t .dt  o Theo phương pháp này TTĐN [kWh] được xác định theo công thức: t n 2 3 A  3R.  I t .10 (2.15) n t 1 n 1 Hoặc: A  3R. t  I 02  I n2  2 I t2 .10 3 (2.16) 2n  t 1  2.1.4.2. Phương pháp d ng điện trung bình bình phương T I tbbp  I 2 t 0 T .dt (2.18) ΔA=3I2tbbp.R.T.10-3 Trong đó: (2.19) 8 R: Điện trở tác dụng của đường dây [Ω]; T: Thời gian tính toán [h]. 2.1.4.3. Phương pháp thời gian tổn thất T 2 A  3R  I t2 dt  3RI max  (2.22) 0 Để xác định τ thông qua quan hệ τ =f (Tmax, cosφ). 2.1.4.4. Phương pháp đường cong tổn thất ∆P∑ = f(P∑) Trong đó: ∆P∑: Tổng TTCS trong lưới; P∑: Tổng công suất thanh cái của mạng lưới cung cấp điện. Với một cấu trúc lưới và một phương thức vận hành hoàn toàn xác định (khi đó sẽ tồn tại một đường cong tổn thất duy nhất) dễ dàng có thể xác định được TTĐN tổng trong ngày thông qua biểu đồ tổng công suất thanh cái. C C R UT.L D Hình 2.7. y dựng bi u đồ TTCS và xác định TTĐN b ng đường cong tổn thất Trên hình 2.6 trình bày quá trình xây dựng biểu đồ TTCS và xác định TTĐN nhờ sử dụng đường cong tổn thất. Diện tích của biểu đồ TTCS chính là TTĐN và có thể tính theo phương pháp tích phân đồ thị: n A   Pi .ti i 1 9 Hoặc có thể xác định TTĐN bằng phương pháp tính toán. Do TTCS gồm có 2 thành phần là tổn thất tải và tổn thất không tải, tại mỗi thời điểm vận hành ta có biểu thức xác định TTCS: ΔPi = ΔPkt +ΔPt Từ đó TTĐN được tính như sau: t A   Poi  Pti t .dt   Poi  Pti .t o 24 TTĐN trong 1 ngày (24h) sẽ là: A  Ao   Ati i o (2.23) 2.1.4.5. Phương pháp tính toán TTĐN theo quy định của EVN 24 A  A0   Ati = ΔP0.T +ΔPmax .T.Kđt i 0 (2.24) Trong phạm vi của đề tài tác giả lựa chọn phương pháp tính toán TTĐN theo quy định của EVN để tính toán. 2.2 Tìm hiểu về phần mềm PSS ADEPT để tính toán TTĐN. 2.2.1 Tổng quan về phần mềm PSS/ADEPT Các chức năng của PSS/ADEPT như sau: -Tính toán về phân bố công suất. -Phân tích điểm dừng tối ưu TOPO (viết tắt từ tên gọi Tie Open Point Optimization). -Tối ưu vị trí lắp đặt tụ bù CAPO (viết tắt từ tên gọi Optimal Capacitor Placement): Tính toán lắp đặt tụ bù tại các vị trí thích hợp để TTCS là b nhất; -Phân tích độ tin cậy trên lưới điện; -Tính toán các thông số đường dây tải điện; -Tính toán ngắn mạch; -Tính toán phối hợp các thiết bị bảo vệ trong mạng điện; Tính toán sóng hài. 2.2.2. Xây dựng đồ thị trên phần mềm PSS/ADEPT 2.2.3. Khai báo, nh p dữ liệu và tính toán trên phền mềm PSS/ADEPT 5.0 Xem kết quả tính toán chi tiết từ phần report (Branch power losses) của phần mềm PSS/ADEPT (hình 2.18). D C C R UT.L 10 Hình 2.18 em kết qu tính toán tổn thất công suất 2.3. Tính toán TTĐN hiện trạng lƣới điện trung áp thành phố Kon Tum năm 2019 bằng phần mềm PSS ADEPT Qua nghiên cứu các phương pháp tính tổn thất điện năng, trong luận văn chọn phương pháp tính toán TTĐN theo quy định của EVN. 2.3.1. Cơ sở dữ liệu phục vụ tính toán C C R UT.L D Hình 2.22 và 2.23 i u đồ ph t i đi n hình tháng mùa khô và tháng mùa mưa T477/110 Kon Tum Để có cơ sở dữ liệu phục vụ quá trình tính toán, trong luận văn đã khảo sát thu thập dữ liệu phụ tải, sản lượng, công suất từng xuất tuyến theo từng tháng, số liệu về công xuất của từng trạm trên chương trình DSPM, từ đó xây dựng đồ thị phụ tải điển hình của từng tháng cho từng xuất tuyến trung thế trong năm 2019. 2.3.2. Tính toán TTĐN lưới điện trung áp 2.3.2.1. Sơ đồ lưới điện tính toán Sơ đồ tính toán lưới điện trung áp thành phố Kon Tum b ng phần mềm PSS/Adept 2.3.2.2. Tính toán TTCS TTĐN - Điện năng tổn thất xác định theo công thức của EVN: 11 (2.26) Trong đó: - ΔA: Tổn thất điện năng trong giai đoạn đang x t (kWh); - ∆P0 là tổn thất không tải của các máy biến áp. - ΔPmax: Tổn thất công suất tại thời điểm công suất cực đại của lưới điện (kW), sẽ được tính toán bằng phần mềm PSS/ADEPT. - T: Là thời gian tính toán của giai đoạn xem x t TTĐN (giờ) Thời gian x t : Năm 2019 Saidi Điện lực thành phố Kon Tum là 310,7 (phút), do đó: T(giờ/tháng) = số ngày trong tháng *24 – 0,431 (giờ); với 0,431 giờ là thời gian mất điện trung bình trong tháng của Điện lực thành phố năm 2019. - Kdt: Hệ số đồ thị phụ tải ảnh hưởng đến TTĐN trong giai đoạn tính toán: (2.27) C C R UT.L - Si, Smax là giá trị phụ tải đầu xuất tuyến tại các thời điểm ti, tmax. - Tỉ lệ tổn thất điện năng kỹ thuật được xác định: D (2.28) - Tính hệ số đồ thị phụ tải Kdt các xuất tuyến 22 kV: Từ công thức (2.27), dựa vào đồ thị phụ tải từng xuất tuyến ta tính được K dt cho từng xuất tuyến theo từng tháng: - Tính tổn thất công suất cực đại ∆PMAX (kW) từng xuất tuyến trên PSS/ADEPT: Trên cơ sở PMAX tính tổn thất ∆PMAX như sau : 12 Áp dụng công thức (2.26) và (2.28) ta tính được tổn thất điện năng năm 2019 như bảng sau: C C R UT.L D 2.3.2.3. Đánh giá tổn thất trung thế năm 2019 Tổn thất trung thế thực hiện qua các năm từ 2016 2019: 2016 Tổn thất Sản lƣợng 2017 % Sản lƣợng 2018 % Sản lƣợng 2019 % Sản lƣợng % Trung 29588 2.4 51030 2.5 41392 2.0 41402 1.9 áp 12 2 14 5 91 8 53 2 Kết luận chƣơng 2 Từ kết quả nêu trên, ta nhận thấy tổn thất giảm qua từng năm. Kết quả tính toán trên PSS/ADEPT là 1,99%, có thể nói sai lệch trong tính toán so với số liệu thực hiện là có thể chấp nhận được. Với 13 vai trò là đơn vị trung tâm, chiếm tỉ trọng về tổn thất đến 33,63% toàn Công ty. Do đó, việc tiếp tục đưa ra nhiều giải pháp giảm tổn thất điện năng cho khu vực thành phố trong năm 2020 và thời gian đến là công việc cấp thiết. Chƣơng 3: CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƢỚI ĐIỆN TRUNG ÁP 22KV KHU VỰC THÀNH PHỐ KON TUM 3.1. Các giải pháp tổ chức 3.1.1. Kiện toàn công tác tổ chức Kiện toàn tổ giảm tổn thất điện năng của Điện lực, là nhiệm vụ quan trọng để tăng hiệu quả điều hành, Tổ trưởng tổ giảm TTĐN là Giám Đốc Điện lực, giao nhiệm vụ, trách nhiệm rõ ràng cho mỗi thành viên trong tổ. 3.1.2. Kiện toàn công tác quản lý kỹ thu t Trong công tác lập phương án, báo cáo kinh tế - kỹ thuật, thiết kế kỹ thuật - thi công các công trình điện phải tiếp tục tuân thủ nghiêm ngặt các tiêu chuẩn kỹ thuật lưới điện trung hạ áp về tiết diện dây dẫn, bán kính cấp điện, tổn hao và dung lượng của máy biến áp phụ tải (ưu tiên sử dụng các loại MBA chế tạo theo công nghệ mới, có tổn hao kỹ thuật thấp – MBA Amorphous). Công tác quản lý hồ sơ, công tác kiểm tra, phúc tra sau các đợt kiểm tra tra công tác QLKT, công tác đánh giá chất lượng thiết bị phải luôn được chú trọng. 3.1.3. Kiện toàn công tác quản lý v n hành lưới điện phân phối Đảm bảo công tác vệ sinh trạm điện, lưới điện theo định kỳ và kế hoạch. Tiếp tục duy trì công tác kiểm tra và xử lý các vị trí tiếp xúc xấu theo từng lộ và hoàn chỉnh từng trạm, các đoạn đường dây đi qua rừng, cao su, nguy cơ va quẹt sự cố. Có kế hoạch thay thế các máy biến áp phụ tải vận hành lâu năm bằng máy biến áp có hiệu suất cao sử dụng th p vô định hình. 3.1.4. Kiện toàn công tác quản lý kinh doanh Thường xuyên tổ chức kiểm tra hệ thống đo đếm các trạm biến áp chuyên dùng và các khách hàng sử dụng điện có sản lượng lớn. Qua đó phát hiện và làm rõ nguyên nhân của các khách hàng có sản lượng điện bất thường. Thường xuyên cập nhật kịp thời các biến động trên lưới nhằm tính chính xác TTĐN. D C C R UT.L 14 3.2. Các giải pháp kỹ thuật 3.2.1. Lắp đặt điều chuyển tụ bù trên lưới điện phân phối. Qua dữ liệu trên hệ thống SCADA của Công ty Điện lực Kon Tum, nhận thấy một số tụ bù hoạt động chưa hiệu quả ở vị trí hiện tại, cần phải điều chuyển như sau: - Chuyển bộ tụ bù ngang tự động (TBN 401 Quảng Trường) đang lắp tại trụ BT37/XT479. - Chuyển bộ tụ bù ngang (TBN 406 Hòa Bình) hiện đang cắt không vận hành do (hệ số cosφ=0,98) đang lắp tại trụ BT209/XT476. Thực hiện tính toán vị trí bù tối ưu trên phần mềm PSS/ADEPT ta có kết quả như sau: ng 3.2 Tổn thất điện năng gi m được c năm 2020 sau khi chuy n t bù: TÊN THIẾT BỊ TBN 401 QUẢNG TRƯỜN G TBN 406 HÒA BÌNH TỔNG VỊ TRÍ ∆Pmax (PSS/ADEPT) ( KW) TRƯỚ SA C U C C R UT.L TRƯỚC D SAU ↓∆P (kW ) ↓∆A ( KWh ) BT37/XT479 BT190/XT47 2 1232 119 7 35 1354 3 BT209/XT47 6 BT114/XT47 3 1159 112 7 32 1261 0 2615 2 3.2.2. Giải pháp chọn điểm mở tối ưu lưới trung áp. Hiện nay, trên lưới điện có một số vị trí điểm mở chưa tối ưu ảnh hưởng đến tổn thất điện năng. Từ số liệu thực tế thu thập được trên chương trình đo xa DSPM sử dụng bài toán TOPO cho xuất tuyến 477 và XT487; XT475 và XT 479 ta chọn được điểm mở tối ưu cho XT477 và XT487 là: 487/40A ĐăkBlà; điểm mở tối ưu cho XT475 và XT479 là: 475/43/3 Đăk Cấm. 15 ng 3.4 Tổn thất điện năng gi m được trong năm 2020 sau khi tính chon đi m mở tối ưu. TÊN THIẾT BỊ 487/40A Đ.B Là 14-4TĐCĐ487 475/43/3 Đ.CẤM 60-4 YANG ROONG TỔNG TRẠNG THÁI TRƯỚC SAU ĐÓNG CẮT CẮT ĐÓNG CẮT ĐÓNG ĐÓNG CẮT ∆Pmax (PSS/ADEPT) ( KW) TRƯỚC SAU ↓∆P (kW) ↓∑∆A ( KWh) 535 485 50 21.111 351 341 10 4.121 25.232 3.2.3. Giải pháp cải tạo nâng tiết diện đường dây trung thế. Xuất tuyến 472 và XT473 cấp điện cho một số phụ tải thành phố Kon Tum và huyện Sa Thầy PMAX472=5960kW; PMAX473=6452kW. Hiện tại, các xuất tuyến này đường dây dài, phụ tải lớn nằm ở cuối nguồn ( nhà máy Tinh Bột Sắn Sa Nhơn…), điện áp cuối nguồn thấp, tổn thất điện năng cao, do đó cần nâng tiết diện các đường dây này. ng 3.6 Tổn thất điện năng gi m được trong năm 2020 sau khi n ng tiết diện d y. C C R UT.L D ĐOẠN ĐƯỜNG DÂY CẦN NÂNG CẤP 1/ Nâng tiết diện dây XT 472/E45 từ AC 120mm2 lên XLPE 240 chiều dài L=6.86km 2/ Nâng tiết diện dây XT 473/E45 từ AC LOẠI DÂY DẪN ∆Pmax (PSS/ADEPT) ( KW) ↓∆P (kW) ↓∑∆A ( KWh) TRƯỚC SAU TRƯỚC SAU AC120 XLPE 240 201,0 123,6 77,4 27291 AC120 XLPE 240 337,8 148,8 189,1 31296 16 120mm2 lên XLPE 240 chiều dài L=11.87km TỔNG 58587 Sau khi nâng tiết diện dây thì tổn thất điện năng năm 2020 giảm được 58.587 kWh. 3.2.4. Tính TTĐN năm 2020 sau khi TBA 110kV Kon Tum 2 vào v n hành. Công trình TBA 110kV Kon Tum 2 được Tổng Công ty Điện lực miền Trung đầu tư, dự kiến đưa vào vận hành trong tháng 7 năm 2020. Năm 2020 ước phụ tải thành phố Kon Tum Pmax tăng 8%, tính toán theo từng tháng ( phụ lục 8) ta có kết quả sau: ng 3.7 Tổn thất điện năng lưới trung áp TPKT năm 2020 khi chưa thực hiện các gi i pháp: STT TBA 110KV KON TUM C C R UT.L Pmax (kW) Sản lương (kWh) ∆Ao ( kWh) ∆Ađz ( KWh) ∑∆A ( KWh) %∆A TỔNG D 43264 221075369 1778845 3017782 4796627 2,17 1 XT 472 5960 25580358 194861 648206 843067 3,30 2 XT 473 6452 34957395 215356 1078648 1294005 3,70 3 XT 474 2506 12967672 70793 68757 139549 1,08 4 XT 475 2495 16212363 178285 48260 226545 1,40 5 XT 476 4660 23658530 270687 209138 479824 2,03 6 XT 477 3181 15525278 76063 82897 158960 1,02 7 XT 479 4075 20956628 143647 79525 223172 1,06 8 XT 481 3479 19830451 123421 159058 282479 1,42 9 XT 485 3280 18718228 143647 94150 237797 1,27 10 XT 487 2547 10214029 107295 134794 242089 2,37 11 XT 489 4630 22454436 254790 414349 669140 2,98 17 ng 3.8 Tổn thất điện năng lưới trung áp TPKT năm 2020 sau khi đưa T A 110kV Kon Tum 2 vào v n hành: TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG KỸ THUẬT TRÊN LƯỚI TRUNG THẾ 2020 TỈNH KON TUM SAU KHI TBA 110 KV KON TUM 2 VÀO VẬN HÀNH S T T 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1 2 3 4 5 TỔNG 110KV KON TUM XT 472 XT 473 XT 474 XT 475 XT 476 XT 477 XT 479 XT 481 XT 485 XT 487 XT 489 110KONTUM2 XT 471 XT 472 XT 473 XT 474 XT 475 Pmax (kW) Sản lương (kWh) ∆Ao ( kWh) ∆Ađz ( KWh) ∑∆A ( KWh) %∆A 40'459 221'075'369 1'788'245 2'886'904 4'675'149 2.11 32'883 198'687'789 1'539'317 2'724'817 4'264'134 2.15 5'960 6'452 2'506 2'495 839 2'877 3'138 2'801 1'683 2'547 1'586 7'575 1'853 1'556 1'723 3'083 1'004 25'580'358 34'957'395 12'967'672 16'212'363 13'703'118 15'928'762 20'245'270 17'187'259 13'657'985 10'009'845 18'237'762 22'387'580 5'067'606 3'353'343 4'074'256 7'320'088 2'572'286 204'262 215'357 70'793 178'286 136'095 98'490 143'648 123'421 114'849 98'185 155'932 248'929 59'560 28'672 49'179 82'415 29'102 655'379 1'087'655 69'571 48'845 105'645 83'280 85'274 143'156 67'582 133'503 244'926 162'087 28'601 15'020 9'391 101'163 7'912 859'641 1'303'012 140'364 227'130 241'740 181'770 228'921 266'578 182'431 231'688 400'858 411'016 88'161 43'692 58'571 183'578 37'014 3.36 3.73 1.08 1.40 1.76 1.14 1.13 1.55 1.34 2.31 2.20 1.84 1.74 1.30 1.44 2.51 1.44 C C R UT.L D Tổn thất điện năng năm 2020 giảm thêm 121478 kWh. 3.2.5. Tổng hợp tổn thất điện năng giảm hàng năm sau khi thực hiện các giải pháp. ng 3.9 Tổn thất điện năng gi m được khi thực hiện các gi i pháp năm 2020 STT CÁC GIẢI PHÁP 1 TTĐN năm 2019 TTĐN năm 2020 chưa thực hiện các giải pháp 2 ∑∆A ( KWh) %∆A 4.078.022 1,99 4.796.627 2,17 18 Nâng tiết diện dây XT 472/E45 từ AC 265.693 120 lên XLPE 240 chiều dài L=6.86km Nâng tiết diện dây XT 473/E45 từ AC 120 4 299.499 lên XLPE 240 chiều dài L=10.87km TTĐN năm 2020 giảm được khi thực hiện 5 giải pháp Điểm mở tối ưu 25.232 ( bài toán TOPO) TTĐN năm 2020 giảm được khi thực hiện 6 26.152 giải pháp chuyển đổi vị trí Tụ bù TTĐN năm 2020 giảm được đưa T110kV 7 121.478 KON TUM 2 vào vận hành TTĐN năm 2020 giảm được sau khi thực 8 738.055 hiện các giải pháp TTĐN năm 2020 sau khi thực hiện các 9 4.058.573 1,84 giải pháp Sau khi thực hiện các giải pháp tổn thất điện năng năm 2020 giảm 738.055 kWh. ng 3.10 Chi tiết tổn thất điện năng năm 2020 sau khi thực hiện các gi i pháp 3 C C R UT.L D ST T TỔNG 1 110KV KON TUM XT 472 Pma x (kW) 4210 3 3288 3 5960 Sản lƣơng (kWh) 22107536 9 19868778 9 25580358 2 XT 473 6452 34957395 215357 3 4 5 6 7 8 9 10 11 XT 474 XT 475 XT 476 XT 477 XT 479 XT 481 XT 485 XT 487 XT 489 110 KONTUM2 2506 2495 839 2877 3138 2801 1683 2547 1586 12967672 16212363 13703118 15928762 20245270 17187259 13657985 10009845 18237762 70793 178286 136095 98490 143648 123421 114849 98185 155932 ∆Ađz ( KWh) 288690 4 272481 7 655379 108765 5 69571 48845 105645 83280 85274 143156 67582 133503 244926 9219 22387580 248929 162087 ∆Ao ( kWh) 178824 5 153931 7 204262 ∑∆A ( KWh) 405857 3 369894 1 593948 100351 3 140364 227130 241740 181770 228921 266578 182431 231688 400858 411016 %∆ A 1,84 1,86 2,32 2,87 1,08 1,40 1,76 1,14 1,13 1,55 1,34 2,31 2,20 1,84