TỔNG QUAN
KHÁI QUÁT VỀ ĐẶC ĐIỂM TỰ NHIÊN, KINH TẾ - XÃ HỘI VÀ PHƯƠNG HƯỚNG PHÁT TRIỂN ĐẾN NĂM 2020 CỦA HUYỆN CHƯ PRÔNG
Huyện Chư Prông, nằm ở phía Tây Nam tỉnh Gia Lai, có diện tích tự nhiên 1.695 km², tương đương 10,92% tổng diện tích của tỉnh Với dân số 97.865 người, huyện chiếm 13,5% tổng dân số tỉnh Gia Lai và có mật độ dân cư là 57,73 người/km².
Chư Prông là một huyện nằm ở phía Bắc giáp thành phố Pleiku, phía Nam giáp tỉnh ĐăkLăk, phía Tây giáp Campuchia và phía Đông giáp huyện Chư Sê Huyện này có 19 xã, bao gồm Bàu Cạn, Bình Giáo, Ia Bang, Ia Băng, Ia Boòng, Ia Drăng, Ia Ga, Ia Kly, Ia Lâu, Ia Mơ, Ia O, Ia Phìn, Ia Pia, Ia Pior, Ia Puch, Ia Tôr, Ia Vê và Thăng Hưng, cùng với một thị trấn là thị trấn Chư Prông Trung tâm huyện cách thành phố Pleiku khoảng 20 km về phía Tây Nam.
1.1.2 Hiện trạng kinh tế - xã hội
Trong giai đoạn 2011 - 2016, huyện đã duy trì tốc độ tăng trưởng kinh tế - xã hội ổn định, với giá trị sản xuất bình quân đạt 7,47% mỗi năm.
- Nông, lâm, thủy sản tăng 5,29%/năm
- Công nghiệp - xây dựng tăng 11,63%/năm
- Thu nhập bình quân 28,2 triệu đồng/người/năm
1.1.3 Phương hướng phát triển kinh tế - xã hội giai đoạn 2016 - 2020
- Phấn đấu tốc độ tăng trưởng giá trị sản xuất bình quân: 8,1%/năm.
- Nông, lâm, thủy sản: 10,48%/năm
- Công nghiệp - xây dựng: 21,2%/năm
- Thu nhập bình quân đến năm 2020: 40 triệu đồng/người /năm.
ĐẶC ĐIỂM CHUNG CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
Lưới điện phân phối (LĐPP) là phần cuối cùng của hệ thống điện, có nhiệm vụ phân phối năng lượng từ các trạm trung gian đến các phụ tải LĐPP bao gồm hai phần chính: lưới điện trung áp và lưới điện hạ áp Lưới điện trung áp, thường có điện áp 22kV, cung cấp điện cho các trạm phân phối trung/hạ áp và các phụ tải trung áp Trong khi đó, lưới điện hạ áp cung cấp điện cho các phụ tải với điện áp 380/220V Thiết kế lưới điện thường theo dạng kết dây hình tia hoặc liên kết mạch vòng giữa các trạm biến áp nguồn.
Lưới phân phối điện bao gồm các trạm trung gian địa phương và trạm phụ tải, với lưới phân phối trung áp 22kV do các công ty điện lực tỉnh, thành phố quản lý Phân phối hạ áp 380/220V được thực hiện bởi các đơn vị được cấp giấy phép hoạt động trong lĩnh vực phân phối và bán lẻ điện, mua điện từ đơn vị phân phối để cung cấp cho khách hàng sử dụng.
Hình 1.1 Mô hình lưới điện phân phối trung thế/hạ thế
Lưới điện phân phối thường có các đặc điểm sau:
- Đường dây phân bố trên diện rộng, nhiều nút, nhiều nhánh rẽ, bán kính cấp điện lớn
- Thường có cấu trúc kín nhưng vận hành hở, hình tia hoặc dạng xương cá
- Một trạm trung gian thường có nhiều đường dây trục chính, mỗi trục cấp điện cho nhiều trạm phân phối
- Chế độ làm việc của phụ tải không đồng nhất
- Do tình hình phát triển phụ tải, cấu trúc lưới điện phân phối thường xuyên thay đổi
Lưới điện phân phối có 2 dạng:
Lưới điện phân phối trung áp trên không là giải pháp lý tưởng cho nông thôn, nơi có phụ tải phân tán và mật độ không cao Việc lắp đặt dây dẫn trên không không bị hạn chế bởi yếu tố an toàn hay mỹ quan, giúp dễ dàng kết nối các dây dẫn và tìm kiếm sự cố Ngoài ra, lưới phân phối nông thôn không yêu cầu độ tin cậy cao như lưới phân phối ở thành phố, làm cho hệ thống này trở thành lựa chọn phù hợp cho khu vực nông thôn.
Hệ thống điện không sử dụng sơ đồ hình tia, mà từ trạm nguồn phát ra nhiều trục chính cung cấp điện cho từng nhóm trạm phân phối Các trục chính này được phân đoạn nhằm tăng cường độ tin cậy, với thiết bị phân đoạn như máy cắt và máy cắt tự động có khả năng tự ngắt khi xảy ra sự cố và điều khiển từ xa Ngoài ra, giữa các trục chính của một trạm nguồn hoặc giữa các trạm nguồn khác nhau có thể được kết nối liên thông để dự phòng trong trường hợp sự cố và tạm ngừng cung cấp điện Trong quá trình làm việc, máy cắt hoặc dao cách ly sẽ được mở để đảm bảo an toàn.
Lưới điện phân phối cáp ngầm trung áp được sử dụng tại các thành phố có mật độ phụ tải cao, nơi mà việc đi dây trên không không khả thi Việc chôn cáp xuống đất giúp tạo thành lưới phân phối cáp, yêu cầu độ tin cậy cung cấp điện cao Tuy nhiên, việc xác định vị trí sự cố và sửa chữa gặp nhiều khó khăn, dẫn đến việc thiết kế lưới phân phối cáp ngầm trở nên phức tạp và tốn kém Đặc biệt, các chỗ nối cáp được hạn chế tối đa do xác suất hỏng hóc cao tại những điểm này.
1.2.2 Mục đích hoạt động của lưới điện
Lưới điện được thiết kế nhằm đáp ứng nhu cầu điện năng ngày càng gia tăng của người tiêu dùng, đồng thời đảm bảo chất lượng dịch vụ cao, an toàn và liên tục cho khách hàng Mục tiêu cũng bao gồm việc tối ưu hóa hiệu quả kinh tế cho hệ thống lưới điện.
Lưới điện không chỉ cung cấp hàng hóa thiết yếu mà còn đóng vai trò quan trọng trong việc thực hiện các nhiệm vụ chính trị và xã hội của nhà nước, ảnh hưởng trực tiếp đến đời sống hàng ngày của nhân dân.
Trong quy hoạch lưới điện, cần xác định phương án phát triển tối ưu nhằm giảm thiểu chi phí sản xuất, truyền tải và phân phối trong dài hạn.
Trong thiết kế, việc tìm kiếm giải pháp kỹ thuật tối ưu là rất quan trọng, nhằm đáp ứng đầy đủ các yêu cầu kỹ thuật với chi phí hợp lý, đồng thời tạo điều kiện thuận lợi cho quá trình vận hành sau này.
Trong quá trình vận hành, việc tổ chức quản lý kỹ thuật một cách hiệu quả là rất quan trọng để theo dõi và điều khiển hoạt động của lưới điện Mục tiêu là đảm bảo chất lượng điện năng và độ tin cậy cao, đồng thời kiểm soát chi phí vận hành, bao gồm chi phí nhiên liệu, tổn thất công suất và điện năng, cũng như chi phí sửa chữa.
Để bảo trì và khắc phục sự cố hiệu quả, cần kịp thời phát hiện những bất hợp lý về kinh tế và kỹ thuật phát sinh từ việc tăng phụ tải hoặc thiết bị lão hóa Điều này giúp triển khai các biện pháp cải thiện lưới điện một cách nhanh chóng và hiệu quả.
1.2.3 Về phụ tải điện a Phân loại phụ tải điện
*Phụ tải điện nông thôn, miền núi
Hệ thống cung cấp điện cho khu vực nông thôn, miền núi có đặc điểm khác biệt, mà có thể liệt kê một số nét cơ bản sau:
Mật độ phụ tải điện thấp và sự phân bố không đồng đều trên diện rộng gây khó khăn trong việc đầu tư hiệu quả cho hệ thống cung cấp điện.
Phụ tải điện rất đa dạng, bao gồm các hộ tiêu thụ điện trong sinh hoạt và sản xuất, như trồng trọt, thủy lợi, chăn nuôi, công nghiệp nhỏ, và chế biến gỗ.
Bán kính hoạt động lớn và dòng điện chạy trên đường dây thấp khiến thời gian sử dụng công suất cực đại T M giảm, dẫn đến giảm các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của mạng điện.
- Phần lớn phụ tải điện nông nghiệp tác động theo mùa vụ, ví dụ các trạm bơm tưới cây: như tiêu, cà phê
Sự chênh lệch lớn giữa giá trị phụ tải cực đại và cực tiểu trong ngày gây ra nhiều khó khăn trong việc duy trì ổn định điện áp.
TÌNH HÌNH CUNG CẤP ĐIỆN C Ủ A ĐIỆN LỰC HUYỆN CHƯ PRÔNG, TỈNH GIA LAI
Điện lực Chư Prông, thành lập vào ngày 01/9/2005, là một trong 15 đơn vị trực thuộc Công ty Điện lực Gia Lai Nhiệm vụ chính của đơn vị này là cung cấp điện nhằm phục vụ nhu cầu phát triển kinh tế - xã hội và cải thiện đời sống của người dân tại huyện Chư Prông.
Lưới điện phân phối 22kV Điện lực Chư Prông được cung cấp từ hai TBA 110kV (TBA E 4 2 - D i ê n H ồ n g gồm 1 xuất tuyến và TBA 110CR – Chư Prông gồm 3 xuất tuyến):
- Xuất tuyến 480/E42: Cung cấp điện cho 3 xã: Bàu Cạn, Thăng Hưng và Bình Giáo
- Xuất tuyến 472/110CR: Cung cấp điện cho 6 x ã : I a V ê , I a P i a , I a G a ,
0 Miêền CLĐA δUA δU + δU - ΔUH δUB
- Xuất tuyến 474/110CR: Cung cấp điện cho 4 xã: IaMe, IaTôr, IaBang và IaBăng
- Xuất tuyến 476/110CR: Cung cấp điện cho 3 xã: IaBoong, IaO và IaPuch Khối lượng Điện lực Chư Prông quản lý (tính đến tháng 2/2016):
- Đường dây trung áp trên không 22kV: 432.000 mét Trong đó, ngành điện 336.500 mét và khách hàng 95.500 mét
+ XT 480/E42 dài 7 6 6 6 1 mét gồm các loại dây: A C 7 0 ; A C 5 0 ; AV95; AV70; AV50; cáp vặn xoắn ABC70; ABC95
+ XT 472/110CR dài 1 9 6 0 6 6 mét gồm các loại dây: AC150; AC70; AC50; AV95; AV70; AV50; cáp vặn xoắn ABC70; ABC95
+ XT 474/110CR dài 1 1 1 8 7 2 mét gồm các loại dây: AC185; AC70; AC50; AV950; AV70; AV50; cáp vặn xoắn ABC70; ABC95
+ XT 476/110CR dài 9 0 4 3 4 mét gồm có các loại dây: AC150; AC95; AC70; AC50; AV95; AV70; AV50
- Đường dây hạ thế 0,2 - 0,4kV: 229.264 mét Trong đó, ngành điện 213.727 mét và khách hàng 15.537 mét
- Số lượng TBA phân phối: 374 trạm (trong đó, ngành điện 195 trạm và khách hàng 179 trạm) với tổng dung lượng: 57,411 MVA (trong đó: ngành điện 25,506 MVA và khách hàng 31,905 MVA)
- Số lượng khách hàng sử dụng điện là 21.580 khách hàng Trong đó: 20.3 15 khách hàng sinh hoạt, 1 2 6 5 khách hàng ngoài mục đích sinh hoạt
- Kết quả thực hiện chỉ tiêu kinh doanh điện năm 2015:
+ Điện thương phẩm: 60,455 triệu kWh, đạt 108,68% kế hoạch giao và tăng 43,82 % so với năm 2014
+ Giá bán điện bình quân: 1 6 1 1 đồng/kWh, tăng 1 0 0 đồng so với kế hoạch giao
+ Doanh thu tiền điện 108,273 tỷ đồng, tăng 68,65% so với năm 2014
+ Tỷ lệ thu tiền điện k%: đạt 1 0 0 , 21 % vượt 0 7 1 % so với kế hoạch giao và vượt 0,12% so với năm 2014
+ Tỷ lệ tổn thất điện năng 4,93% giảm 0,05% so với kế hoạch và giảm 1,34% so với năm 2014
- Phương hướng nhiệm vụ kế hoạch năm 2016:
+ Điện thương phẩm: 68,319 triệu kWh
+ Giá bán điện bình quân: 1 6 5 0 đồng/kWh
+ Tỷ lệ thu tiền điện k%: 9 9 , 8 %
+ Tỷ lệ tổn thất điện năng 5,34%
CƠ SỞ LÝ THUYẾT
TỔN THẤT ĐIỆN ÁP
Tổn thất điện áp là một đại lượng véctơ phức, được biểu diễn dưới dạng ΔU = ΔU + jUδ Trong hệ thống cung cấp điện, người ta chủ yếu chú trọng đến trị số của tổn thất điện áp, mà trị số này gần bằng với trị số của thành phần thực ΔU.
Hình 2.1.Véc tơ tổn thất U và thành phần thực ΔU
Do độc lệch α nhỏ (3 0 ÷ 5 0 ) nên đoạn AB rất bé Do đó dựa trên hình 2.1 trị số (độ lớn) của véctơ U :
Tổn thất điện áp có thể được tính toán dựa trên trị số của thành phần thực ΔU, giúp đơn giản hóa quá trình tính toán Tổn thất điện áp (thành phần thực) chủ yếu do công suất tác dụng trên điện trở R và công suất phản kháng trên điện kháng X gây ra.
2.1.1 Đường dây một phụ tải
Hình 2.2 Sơ đồ nguyên lý và sơ đồ thay thế đường dây một phụ tải jδU
Trên sơ đồ thay thế, để tính tổn thất điện áp theo (2.1) cần biến đổi công suất dạng S c os về dạng P + jQ
Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây A1 là:
2.1.2 Đường dây có n phụ tải
Với đường dây liên thông cấp điện cho 3 phụ tải, tổn thất điện áp bằng tổn thất trên 3 đoạn đường dây: ΔUƩ = ΔU A123 =ΔU A1 + ΔU 12 + ΔU 23
Hình 2.3 Sơ đồ nguyên lý và thay thế đường dây liên thông cấp điện cho 3 phụ tải
Để tính toán điện áp cho lưới điện trung áp và hạ áp, có thể coi điện áp tại mọi điểm trên đường dây bằng Uđm và dòng công suất chạy trên các đoạn đường dây bằng công suất phụ tải Điều này cho phép bỏ qua tổn thất điện áp và công suất trên các đoạn đường dây sau khi đã tính tổn thất trên đoạn đường dây trước đó Ví dụ, khi tính toán cho đoạn 1-2, công suất chạy trên đoạn này sẽ được xác định dựa trên các giả định nêu trên.
1 lA1,FA1 lA2,FA2 lA3,FA3
14 bao gồm phụ tải 2,3 (S S 2, 3) và tổn thất công suất trên đoạn 2-3, nhưng bỏ qua lượng tổn thất này:
Căn cứ vào công thức (2.1) và các lượng công suất chạy trên các đoạn, xác định được tổn thất điện áp trên các đoạn như sau:
Từ đây ta xác định được tổn thất điện áp trên toàn bộ tuyến dây: ΔU∑ = ΔA A123 = (2.3) + (2.4) + (2.5)
Tổng quát: 1 ij 1 ij ij n n ij dm
- n là số đoạn đường dây
- P ij , Q ij là công suất tác dụng và phản kháng chạy trên các đoạn đường dây ij
Trên lưới điện, khi gặp đường dây phân nhánh, cần chú ý đến tổn thất điện áp trên từng tuyến dây từ đầu nguồn đến điểm nút xa nhất Để kiểm tra tổn thất điện áp, ví dụ với phân nhánh trong hình 2.4, cần xác định ΔU cho các tuyến A12 và A13, trong đó tuyến có trị số ΔU lớn phải nhỏ hơn ΔU cp.
Hình 2.4 Đường dây phân nhánh max 12
TỔN THẤT CÔNG SUẤT
2.2.1 Tổn thất công suất trên đường dây
Tổn thất công suất trên đường dây là một đại lượng phức
- ΔP: tổn thất công suất tác dụng do phát nóng trên điện trở đường dây
- ΔQ: tổn thất công phản kháng do từ hóa đường dây
Tổn thất công suất trên đường dây được xác định theo biểu thức:
(2.8) a Đường dây một phụ tải
Xét lại sơ đồ nguyên lý thay thế như hình 2.2
Với đường dây một phụ tải thì công suất chạy qua tổng trở Z A1 chính là phụ tải Vậy theo 2.8 thì tổn thất công suất trên đường dây là:
16 b Đường dây có n phụ tải
Hình 2.5 Sơ đồ nguyên lý và sơ đồ thay thế đường dây cấp điện cho hai phụ tải
Cũng tương tự như tính ΔU, khi tính gần đúng S coi điện áp các điểm bằng
U đm và coi dòng công suất chạy trên các đoạn chỉ là công suất tải (bỏ qua
Tổng quát với đường dây n phụ tải:
2 2 2 ij ij ij ij ij
- n: số đường dây hoặc số phụ tải
- S ij , P ij , Q ij : công suất S, P, Q chạy trên đoạn đường dây ij
- Z ij : tổng trở của đoạn đường dây ij
- U dm : điện áp định mức của đường dây
2.2.2 Tổn thất công suất máy biến áp a.Máy biến áp hai cuộn dây
Có thể phân tổn thất công suất máy biến áp thành hai phần: phụ thuộc và không phụ thuộc vào phụ tải
Tổn thất không phụ thuộc vào phụ tải, hay còn gọi là tổn thất không tải, là tổn thất xảy ra trong lõi thép của máy biến áp và chỉ phụ thuộc vào cấu tạo của thiết bị này Loại tổn thất này không bị ảnh hưởng bởi công suất tải qua máy biến áp Để xác định tổn thất không tải, người ta sử dụng các số liệu kỹ thuật của máy biến áp, được biểu diễn bằng công thức ΔS 0 = ΔP 0 + jΔQ 0.
I 0 : dòng điện không tải tính theo % ΔP 0 : tổn thất công suất tác dụng không tải (tra trong lý lịch máy biến áp) ΔQ0 : tổn thất công suất phản kháng không tải
Thành phần phụ thuộc vào công suất tải qua máy biến áp là tổn thất đồng, được xác định theo biểu thức sau:
S: công suất tải của máy biến áp
S dm : công suất định mức của máy biến áp ΔP N : công suất ngắn mạch
Công suất phía cao và hạ áp của máy biến áp chỉ khác nhau một giá trị tổn thất công suất trong tổng trở máy biến áp (hình 2.6)
Khi tính toán công suất phía hạ áp của MBA, cần thay thế S’’b và U2 vào các công thức (2.14a và 2.14b), trong khi Zb được tính dựa trên U2 Ngược lại, nếu thực hiện tính toán theo công suất phía cao áp, sẽ cần thay đổi các tham số tương ứng.
S ’ 1 và U 1 vào (2.14a và 2.14b), còn Z b tính theo U 1
Hình 2.6 Sơ đồ thay thế MBA hai cuộn dây
Trong trường hợp có n máy biến áp giống nhau làm việc song song thì tổn thất công suất trong n máy biến áp là:
n (2.17) b Máy biến áp 3 cuộn dây
- Tổn thất không tải trong máy biến áp 3 cuộn dây hay máy biến áp tự ngẫu cũng được xác định theo số liệu kỹ thuật của máy biến áp
- Tổn thất tải trong các cuộn dây xác định theo cômg suất qua mỗi cuộn dây
Từ sơ đồ máy biến áp 3 cuộn dây, khi tổng trở các cuộn dây được quy đổi về phía cao áp, tổn thất công suất trong các cuộn dây sẽ được xác định.
Hình 2.7 Sơ đồ thay thế máy biến áp ba cuộn dây.
TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
Điện năng là công suất sử dụng trong sản xuất, truyền tải hoặc tiêu thụ trong một khoảng thời gian, thường được tính toán trong một năm (8760 giờ) Nếu ΔP được biểu diễn qua hàm P(t), thì lượng tổn thất điện năng ΔA trong khoảng thời gian T có thể được xác định.
Hình 2.8 Minh họa ΔA với ΔP là hàm thời gian
Trong thực tế, việc biểu diễn ΔP bằng hàm thời gian là rất khó khăn, do đó, tổn thất điện năng thường được tính toán bằng phương pháp gần đúng Để ước lượng ΔA, người ta dựa vào đại lượng thời gian tổn thất công suất lớn nhất τ(h) Thời gian này phản ánh mức độ tổn thất điện năng trong hệ thống cung cấp điện khi chỉ truyền tải công suất lớn nhất, tương đương với tổn thất điện năng thực tế trong một năm.
Vì chỉ truyền tải công suất lớn nhất, sẽ có tổn thất công suất lớn nhất Từ định nghĩa τ, có thể viết:
20 ΔA = ΔP max τ (2.22) τ được xác định gần đúng theo Tmax theo biểu thức: τ = (0,124 + 10 -4 T max ) 2 8760(h) (2.23)
2.3.1.Tổn thất điện năng trên đường dây a.Đường dây một phụ tải
Để tính ΔPmax, cần xem xét sơ đồ nguyên lý và thay thế như hình 2.2, trong đó phụ tải tính toán là phụ tải cực đại và tổn thất công suất tính theo phụ tải này là tổn thất công suất cực đại Để xác định tổn thất điện năng trên đường dây, chỉ cần thay thế bằng điện trở R.
Từ trị số Tmax1 của phụ tải S 1 tính được trị số τ theo biểu thức (2.23)
Tổn thất công suất tác dụng lớn nhất trên đường dây A1
Tổn thất điện năng trên đường dây A1 ΔA1 = ΔPA1.τ (2.25) b Đường dây có n phụ tải
Đối với đường dây có n phụ tải, ΔPƩ được tính theo công thức (2.12) với sơ đồ thay thế là điện trở R của các đoạn đường dây Thời gian τ được tính theo công thức (2.23), trong đó Tmax là giá trị Tmax trung bình của các phụ tải.
T maxi : T max của phụ tải thứ i n: số phụ tải trên đường dây τtb = (0,124 + 10 -4 T maxtb ).8760 (h) (2.27)
Khi đó: ΔAƩ = ΔPƩ.τtb (2.28)
2.3.2 Tổn thất điện năng trong máy biến áp
Tổn thất điện năng trong máy biến áp gồm hai thành phần:
- Thành phần không phụ thuộc vào phụ tải được xác định theo thời gian làm việc của máy biến áp
- Thành phần phụ thuộc vào phụ tải được xác định theo thời gian (τ) tổn thất công suất cực đại
Tổn thất điện năng trong máy biến áp 3 pha hai cuộn dây trong quá trình vận hành được xác định theo biểu thức sau: ΔA B = ΔP 0 T b + ΔP max τ = ΔP 0 T b + ΔP n
- T b : là thời gian vận hành năm của máy biến áp khoảng từ 8500 – 8760h
- S max : công suất cực đại đi qua máy biến áp theo biểu đồ phụ tải
- S dm : công suất định mức của máy biến áp
- ΔP 0 , ΔP n : tổn thất công suất không tải và tổn thất công suất ngắn mạch của máy biến áp
Khi có n máy biến áp giống nhau làm việc song song tổn thất điện năng của n máy biến áp là: ΔAB = nΔP 0 T b +
Trong trường hợp có đồ thị phụ tải hình bậc thang với m bậc, tổn thất điện năng trong máy biến áp ba pha hai cuộn dây được tính toán bằng công thức: ΔA = nΔP0.t b +.
MỘT SỐ GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT TRÊN LƯỚI PHÂN PHỐI ĐANG ÁP DỤNG TẠI ĐIỆN
Giảm tổn thất trên lưới điện phân phối (LĐPP) là một nhiệm vụ phức tạp, chịu ảnh hưởng bởi nhiều yếu tố khác nhau Để đạt hiệu quả cao, cần thực hiện đồng bộ các biện pháp quản lý hành chính nhằm giảm tổn thất thương mại, đồng thời kết hợp với các nỗ lực giảm tổn thất kỹ thuật.
- Biện pháp quản lý kỹ thuật - vận hành:
+ Tối ưu hóa các chế độ vận hành lưới điện
+ Hạn chế vận hành phụ tải không đối xứng giữa các pha
+ Giảm chiều dài đường dây, cải tạo nâng tiết diện dây dẫn hoặc giảm bán kính cấp điện của các trạm biến áp
+ Lắp đặt hệ thống tụ bù công suất phản kháng đảm bảo hệ số công suất cosφ, điều chỉnh điện áp dưới tải
Để nâng cao hiệu suất và độ bền của hệ thống điện, cần nâng dung lượng các máy biến áp quá tải, đồng thời lựa chọn các máy biến áp có tỷ lệ tổn thất thấp Việc sử dụng lõi thép làm bằng vật liệu thép tốt, đặc biệt là lõi thép mô định hình, sẽ giúp cải thiện hiệu suất hoạt động và giảm thiểu tổn thất năng lượng.
- Một số biện pháp kỹ thuật cần thực hiện trong giai đoạn thiết kế - quy hoạch hoặc cải tạo, đầu tư xây dựng công trình
Các biện pháp kỹ thuật trong quá trình vận hành là rất thiết thực và hiệu quả, nhưng thường gặp khó khăn do phụ tải biến động theo thời gian và khu vực Dung lượng thiết bị bù công suất phản kháng tại các nút luôn thay đổi, do đó cần xác định lại vị trí lắp đặt và điều chỉnh lượng công suất bù khi cần thiết Với vị trí và lượng công suất bù tối ưu, có thể giảm từ 5% đến 20% mức tổn thất điện năng Tuy nhiên, việc vận hành phụ tải không đối xứng giữa các pha ảnh hưởng đến tỷ lệ tổn thất và việc phân tích các phương án vận hành tối ưu là rất khó khăn.
2.5 BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG TRONG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI [1]
Lưới điện Việt Nam, đặc biệt là lưới điện phân phối (LĐPP), đang chứng kiến sự tăng trưởng nhanh chóng để đáp ứng nhu cầu sản xuất Tuy nhiên, tổn thất tổng trong lưới phân phối vẫn rất lớn Toàn bộ công suất nguồn cần phải qua lưới LĐPP trước khi cung cấp cho phụ tải, do đó, việc giảm một vài phần trăm tổn thất thông qua các phương pháp phổ cập sẽ mang lại hiệu quả kinh tế đáng kể Ngoài ra, việc bù công suất phản kháng trong vận hành LĐPP cũng là một vấn đề quan trọng cần được chú ý.
BÙ CÔNG SUÂT PHẢN KHÁNG TRONG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
Công suất phản kháng là yêu cầu từ phụ tải mang tính cảm, cần thiết để tạo ra từ trường cho quá trình chuyển hóa điện năng Từ trường xoay chiều yêu cầu điện năng dao động, được gọi là công suất phản kháng QL Khi dòng điện dao động trong từ trường đi qua dây dẫn, nó gây ra tổn thất điện năng và tổn thất điện áp, ảnh hưởng tiêu cực đến lưới điện.
Hình 2.9 Vị trí đặt tụ bù công suất phản kháng
Để giảm tổn thất điện năng và tổn thất điện áp do từ trường, người ta lắp đặt tụ điện gần khu vực có từ trường Tụ điện tạo ra điện trường xoay chiều, cần một điện năng dao động tương ứng với công suất phản kháng dung Qc, nhưng ngược pha với từ trường Khi từ trường phát năng lượng, điện trường sẽ hấp thụ và ngược lại, tạo thành mạch dao động giữa chúng Chỉ phần thừa Q - Qc mới trở về nguồn, giúp giảm dòng công suất phản kháng truyền tải trên đường dây Công suất phản kháng dung tính về nguồn cũng gây tổn thất điện năng tương tự như công suất phản kháng cảm tính, nhưng nó làm tăng điện áp tại nút tải so với nguồn, dẫn đến tổn thất điện áp âm Do đó, khi thực hiện bù, cần tránh tình trạng quá bù (Qc).
2.5.2 Các phương pháp bù a Bù song song (bù ngang)
Tụ bù ngang được lắp đặt song song trong hệ thống điện, đóng vai trò quan trọng trong việc cải thiện hệ số công suất Việc sử dụng tụ bù này giúp giảm thiểu công suất phản kháng, từ đó nâng cao hiệu quả truyền tải điện năng.
Bù song song giúp giảm tổn thất trên đường dây và tăng điện áp của trục chính, đồng thời giảm tổn thất điện áp và lọc sóng hài Trong khi đó, bù nối tiếp (bù dọc) cũng đóng vai trò quan trọng trong việc cải thiện hiệu suất truyền tải điện.
Tụ bù dọc được kết nối nối tiếp với đường dây nhằm giảm điện kháng và tăng điện áp cuối đường dây, từ đó giảm tổn thất điện áp Đồng thời, nó cũng cải thiện hệ số công suất đầu ra của đường dây Tuy nhiên, việc sử dụng tụ bù dọc trong lưới điện phân phối là rất hiếm.
2.5.3 Phương thức bù công suất phản kháng
Bù công suất phản kháng mang lại 2 lợi ích: giảm tổn thất điện năng và cải thiện điện áp, chi phí vận hành không đáng kế
Trong lưới phân phối có ba loại bù công suất phản kháng:
Bù kỹ thuật là giải pháp hiệu quả để nâng cao điện áp khi thiếu công suất phản kháng Việc bổ sung công suất phản kháng giúp cải thiện điện áp, cạnh tranh với các biện pháp khác như tăng tiết diện dây và điều áp dưới tải.
- Bù kinh tế để giảm tổn thất công suất và tổn thất điện năng
Trong lưới xí nghiệp, việc bù cưỡng bức là cần thiết để đảm bảo hệ số công suất cosφ đạt yêu cầu Bù này không xuất phát từ điện áp thấp hay tổn thất điện năng cao, mà là do yêu cầu của hệ thống điện Tuy nhiên, việc bù cưỡng bức mang lại lợi ích là giảm tổn thất điện năng và cải thiện điện áp.
Bù kinh tế là để lấy lợi, nếu lợi thu được do bù lớn hơn chi phí lắp đặt bù thì bù sẽ được thực hiện
Lợi ích khi đặt bù:
Giảm công suất tác dụng yêu cầu ở chế độ tối đa của hệ thống điện (HTĐ) giúp giảm dự trữ công suất tác dụng, từ đó nâng cao độ tin cậy của hệ thống.
- Giảm nhẹ tải của MBA trung gian và đường trục trung áp do giảm được yêu cầu công suất phản kháng, làm cho chúng lâu phải cải tạo hơn
- Giảm được tổn thất điện năng
- Cải thiện được chất lượng điện áp trong lưới phân phối
Có hai cách đặt bù:
- Cách 1: bù tập trung tại một số điểm trên trục chính của LĐPP
- Cách 2: bù phân tán ở các trạm biến áp phân phối
Bù theo cách 1 (bù tập trung) chỉ cần từ 1 đến 3 trạm tụ bù trên một trục chính, giúp dễ dàng điều khiển và có công suất bù lớn Sử dụng tụ bù trung áp với công suất đơn vị lớn làm giảm giá thành, đồng thời việc quản lý và vận hành cũng trở nên đơn giản hơn.
Hình 2.10 Sơ đồ bù tập trung và phân tán
Bù theo cách 2 (bù phân tán) giúp giảm tổn thất công suất và điện năng hiệu quả hơn nhờ bù sâu hơn Tuy nhiên, việc bù quá gần phụ tải làm tăng nguy cơ cộng hưởng và tự kích thích Để hạn chế rủi ro này, cần kiểm soát công suất bù sao cho ở chế độ cực tiểu, công suất bù không vượt quá yêu cầu của phụ tải.
Trong thực tế có thể kết hợp cả 2 cách.
PHÂN TÍCH ẢNH HƯỞNG CỦA TỤ BÙ
2.6.1 Lưới phân phối có một phụ tải
Xét lưới phân phối như hình (2.11a) Công suất phản kháng yêu cầu cực đại
Q max và công suất bù Q b là hai yếu tố quan trọng trong việc điều chỉnh công suất phản kháng Đồ thị kéo dài của công suất phản kháng yêu cầu được biểu diễn là q(t), trong khi đồ thị kéo dài của công suất phản kháng sau khi bù được tính bằng công thức: q b (t) = q(t) – Q b.
Bù phân tán Đường trục trung áp
Máy biến áp phụ tải
Trên 2.11d: q b3 (t) ứng với Qb = Q max a) b) c)
Dấu + trong đồ thị là CSPK đi đến tải
Dấu – trong đồ thi là CSPK đi về nguồn d)
Hình 2.11 Sơ đồ lưới điện phân phối một phụ tải
Trường hợp Q b = Q min (hình 2.11.b), chỉ có chế độ min không phải bù CSPK, còn lại các chế độ khác phải bù CSPK
Trường hợp Qb = Q max (hình 2.11.d), chỉ có chế độ max không bị bù thừa, còn lại các chế độ khác bị bù thừa
Trường hợp Q b = Q tb (hình 2.11.c), trong một nửa thời gian CSPK đi từ nguồn đến tải, còn nửa thời gian còn lại CSPK tụ bù đi ngược về nguồn
Tổn thất công suất tác dụng do CSPK q(t) gây ra là:
- U dm : điện áp định mức của lưới điện
Tổn thất công suất tác dụng sau khi bù:
Lợi ích về tổn thất công suất tác dụng sau khi bù chính là độ giảm tổn thất công suất tác dụng do bù:
Giảm tổn thất công suất tác dụng mang lại lợi ích rõ rệt nhất khi hệ thống hoạt động ở mức tối đa, đặc biệt khi nguồn công suất tác dụng đang chịu áp lực lớn Trong trạng thái này, giá trị q(t) đạt đến Q max.
Lấy đạo hàm của (2.33) theo Qb, đặt = 0 rồi giải ta được giá trị của Qb cho độ giảm tổn thất công suất tác dụng lớn nhất:
Suy ra Q max = Q b , khi đó:
U (2.34) Độ giảm tổn thất điện năng trong khoảng thời gian xét T là tích phân của ΔP(t) theo (2.32) trong khoảng thời gian xét T:
và K sdq = Q tb /Q max Lấy đạo hàm của (2.35) theo Q b , đặt = 0 rồi giải ta được giá trị của Q b cho độ giảm tổn thất điện năng lớn nhất:
Để giảm thiểu tổn thất điện năng tối đa, cần đảm bảo rằng Qb bằng Qtb của phụ tải Ngược lại, để giảm tổn thất công suất tối đa, Qb cần đạt giá trị Qmax của phụ tải.
Không được lạm dụng sự tăng công suất bù vì như vậy lợi ích sẽ lại giảm
2.6.2 Lưới điện phân phối có phụ tải phân bố đều trên trục chính
Xét lưới điện phân phối trên hình 2.12a
Để đạt hiệu quả bù lớn nhất, việc xác định địa điểm đặt tụ bù là rất quan trọng Công suất bù đã được thảo luận và vẫn áp dụng cho trường hợp này.
Hình 2.12 Sơ đồ lưới điện có phụ tải phân bố đều trên trục chính
Giả định rằng việc lắp đặt tụ bù chỉ diễn ra tại một vị trí duy nhất, nhiệm vụ là xác định điểm lắp đặt tối ưu nhằm đạt được hiệu quả bù lớn nhất với công suất bù tối thiểu.
Ta xét chế độ max:
Tổn thất công suất tác dụng trước khi bù:
Xét hình 2.12b Ta đặt bù sao cho CSPK QN từ nguồn cấp cho đoạn l x (đoạn OB), còn tụ bù CSPK Q b cho đoạn còn lại là L – l x (đoạn BA)
Để giảm thiểu tổn thất công suất tác dụng và điện năng sau khi bù, trạm bù cần được đặt ở vị trí chính giữa đoạn L – lx Tại đây, công suất phản kháng của tụ sẽ được phân chia đều sang hai phía, mỗi bên có độ dài (L – lx)/2 và công suất phản kháng Qb/2 Vị trí đặt bù được xác định là lb = lx + (L – lx)/2 = (L + lx)/2.
Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn l x là:
Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn (L - l x ) là: ΔP b = 2[(L – l x ).q 0 /2] 2 (L – l x )r 0 /(6U 2 dm ) = r 0 (L – l x ) 3 q 0 2 /(12.U 2 dm )
Tổng tổn thất công suất tác dụng sau khi bù là: ΔP 2 = ΔP N + ΔP b = l x 3 q 0 2 r 0/ (3U 2 dm ) + r 0 (L - l x ) 3 q 2 0 /(12U 2 dm )
= r 0 q 0 2 [l x 3 + (L – l x ) 3 /4]/3.U 2 Độ giảm tổn thất công suất tác dụng sau khi bù là:
Lấy đạo hàm của ΔP theo lx rồi đặt = 0 và giải ra ta được l xop :
Từ đây ta có vị trí bù tối ưu l bop = 2/3.L
Để giảm thiểu tổn thất công suất tác dụng một cách hiệu quả, nguồn điện cần cung cấp công suất phản kháng (CSPK) cho 1/3 độ dài lưới điện, trong khi tụ bù sẽ cung cấp CSPK cho 2/3 độ dài còn lại và được đặt ở vị trí cách đầu lưới điện.
Công suất bù tối ưu được xác định là 2/3 CSPK yêu cầu, với vị trí bù chính vẫn cần đặt tại 2/3L để giảm thiểu tổn thất điện năng Mặc dù trong lưới điện phức tạp, vị trí bù tối ưu có thể thay đổi một chút so với lưới điện đơn giản, công suất bù tối ưu vẫn duy trì ở mức 2/3 CSPK trung bình.
Các trường hợp đơn giản đã chỉ ra rõ ràng về khái niệm liên quan đến độ giảm tổn thất công suất tác dụng, độ giảm tổn thất điện năng do bù, và công suất bù tối ưu Những yếu tố này phụ thuộc vào các điều kiện giảm tổn thất công suất tác dụng, giảm tổn thất điện năng, vị trí đặt bù và các điều kiện cần thiết để giải quyết bài toán bù hiệu quả.
CỞ SỞ TÁI CẤU TRÚC LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
Trong mạng phân phối điện, tải ngày càng tăng nhưng cần phải đảm bảo trong giới hạn cho phép để tránh tăng tổn thất Nếu cấu trúc mạng không thay đổi, tổn thất sẽ gia tăng Để giảm thiểu tổn thất, các biện pháp như đặt tụ bù và cải tạo lưới điện thường được áp dụng, tuy nhiên, chúng đòi hỏi đầu tư lớn mà hiệu quả không cao Do đó, khi tải tăng trong giới hạn cho phép, tái cấu trúc mạng phân phối là phương pháp hiệu quả để giảm tổn thất trên đường dây.
Tái cấu trúc là quá trình khảo sát và đánh giá lại cấu trúc hiện tại của lưới điện, nhằm đề xuất giải pháp cho mô hình cấu trúc mới Quá trình này có thể dẫn đến việc thay đổi toàn bộ hoặc chỉ một phần của lưới điện.
Tái cấu trúc lưới điện là quá trình điều chỉnh hoạt động của mạch điện nhằm tối ưu hóa chi phí vận hành, đồng thời đảm bảo tất cả các phụ tải đều được cung cấp điện Quá trình này cần tuân thủ các ràng buộc như cấu trúc vận hành hình tia, duy trì tổn thất điện áp trong giới hạn cho phép và đảm bảo hệ thống bảo vệ rơle hoạt động hiệu quả.
Để đảm bảo rằng đường dây, máy biến áp và các thiết bị khác không bị quá tải, cần thực hiện 31 thay đổi phù hợp Đối với lưới phân phối, việc tối thiểu hóa chi phí chủ yếu tập trung vào chi phí truyền tải điện năng.
Việc tái cấu trúc lưới điện thông qua việc điều chỉnh các thiết bị đóng cắt dẫn đến sự thay đổi trong phân bố dòng và áp lực, từ đó làm thay đổi tổn thất trên lưới Quá trình này không chỉ giúp giảm thiểu tổn thất mà còn không yêu cầu nhiều chi phí đầu tư cải tạo Hơn nữa, tái cấu trúc lưới điện còn giúp cân bằng công suất giữa các tuyến dây, giảm sụt áp cuối đường dây và giảm khả năng quá tải thiết bị, đồng thời hạn chế số lượng hộ tiêu thụ bị mất điện khi có sự cố xảy ra.
Lưới điện phân phối kín vận hành hở, với các xuất tuyến được kết nối qua các khóa điện Những lý do chính cho việc vận hành hở trong lưới điện phân phối bao gồm tính linh hoạt, khả năng bảo trì dễ dàng và giảm thiểu rủi ro trong quá trình cung cấp điện.
- Trình tự phục hồi lại kết cấu lưới sau sự cố dễ dàng hơn
- Ít gặp khó khăn trong việc lập kế hoạch cắt điện cục bộ
Khi phân tích chi phí xây dựng lưới điện phân phối mới, lưới hình tia được đánh giá là phương án kinh tế nhất Điều quan trọng là xác định các trạng thái đóng cắt của các công tắc điện nhằm giảm thiểu tổn thất điện năng.
GIỚI THIỆU PHẦN MỀM PSS/ADEPT
Vào tháng 04/2004, Shaw Power Technologies đã phát hành phần mềm PSS/ADEPT 5.0, một công cụ mô phỏng hệ thống điện và phân tích lưới điện phân phối với khả năng xử lý số lượng nút không hạn chế Phần mềm này hiện được sử dụng rộng rãi tại các Công ty Điện lực Đến nay, phiên bản PSS/ADEPT 5.16 đã được ra mắt, mang đến nhiều tính năng bổ sung và cập nhật đầy đủ thông số thực tế của các phần tử trên lưới điện.
2.8.1 Các chức năng ứng dụng
PSS/ADEPT cung cấp đầy đủ các công cụ cần thiết để thiết kế và phân tích lưới điện một cách hiệu quả Với PSS/ADEPT, người dùng có thể dễ dàng thực hiện các thao tác thiết kế và phân tích, giúp tối ưu hóa hiệu suất của hệ thống điện.
- Vẽ sơ đồ và cập nhật lưới điện trong giao diện đồ họa
- Việc phân tích mạch điện sử dụng nhiều loại nguồn và không hạn chế số nút
- Hiển thị kết quả tính toán ngay trên sơ đồ lưới điện
- Xuất kết quả dưới dạng report sau khi phân tích và tính toán
- Nhập thông số và cập nhật dễ dàng thông qua data sheet của mỗi thiết bị trên sơ đồ
2.8.2 Các bước thực hiện ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT
Bước 1 Thu thập, xử lý và nhập số liệu lưới điện trên PSS/ADEPT
- Thu thập các thông số của lưới điện như: chủng loại, tiết diện và chiều dài dây dẫn, máy biến áp, loại thiết bị đóng cắt…
- Thu thập, xử lý số liệu để xác định thông số P, Q của các tải vào các thời điểm khảo sát
- Thu thập sơ đồ lưới điện vận hành của các xuất tuyến cần tính toán
Bước 2 Thực hiện các chức năng tính toán lưới điện trên PSS/ADEPT
Trong khuôn khổ của luận văn, tác giả chỉ sử dụng 3 chức năng của phần mềm PSS/ADEPT để tính toán và phân tích lưới điện Đó là:
- Tính toán về phân bố công suất (Load Flow)
- Tối ưu hóa việc lắp đặt tụ bù (CAPO)
- Tính toán đểm mở tối ưu (TOPO)
Dưới đây sẽ trình bày 3 chức năng kể trên
2.8.3 Tính toán về phân bố công suất
Phần mềm PSS/ADEPT giải quyết vấn đề phân bố công suất thông qua các phép lặp, cho phép mô phỏng hệ thống điện dưới dạng sơ đồ một pha nhưng vẫn cung cấp đầy đủ thông tin cho lưới điện 3 pha Từ bài toán phân bố công suất, người dùng có thể thu thập các thông số quan trọng như điện áp và góc pha tại các nút, dòng công suất tác dụng và công suất phản kháng trên các nhánh, tổn thất công suất trong mạng điện, cũng như vị trí đầu phân áp của máy biến áp khi cần giữ điện áp tại một nút trong giới hạn cho phép.
2.8.4 Phương pháp tính toán tối ưu hóa việc lắp đặt tụ bù của phần mềm PSS/ADEPT
Để đạt được hiệu quả kinh tế tối ưu khi lắp đặt tụ bù trên lưới điện, cần đảm bảo rằng số tiền tiết kiệm từ việc sử dụng tụ bù lớn hơn chi phí lắp đặt Việc này không chỉ giúp giảm thiểu chi phí vận hành mà còn nâng cao hiệu suất năng lượng cho hệ thống điện.
CAPO xác định nút tụ bù thứ n nhằm tối ưu hóa số tiền tiết kiệm Đồ thị phụ tải trong PSS/ADEPT giúp mô hình hóa sự biến thiên của phụ tải theo thời gian, nhiệt độ và các yếu tố khác.
Khi đặt các tụ bù ứng động, CAPO cũng tính luôn độ tăng của nấc điều chỉnh tụ bù ứng với từng đồ thị phụ tải
* Các bước thực hiện khi tính toán vị trí bù tối ưu trên lưới điện:
Bước đầu tiên trong quá trình tối ưu hóa vị trí đặt tụ bù là thiết lập các thông số lưới điện cho CAPO, bao gồm việc định nghĩa các chi phí sử dụng Các thông số này không chỉ phục vụ cho tính toán tối ưu hóa vị trí mà còn hỗ trợ trong việc xác định điểm mở tối ưu Để thực hiện việc này, người dùng cần chọn Network > Economics từ trình đơn chính.
Bảng các thông số kinh tế sẽ xuất hiện trên màn hình
Hình 2.13 Cài đặt các chỉ tiêu kinh tế trong Economics
Nhập dữ liệu kinh tế vào mô hình:
- Price of electrical energy (per kWh): giá điện năng tiêu thụ mỗi kWh (cP)
CAPO không yêu cầu sử dụng một loại đơn vị tiền tệ cụ thể, cho phép chúng ta linh hoạt lựa chọn bất kỳ đơn vị tiền tệ nào, miễn là đảm bảo tính nhất quán giữa các biến số.
Giá điện năng phản kháng (cQ) được tính theo đơn vị kVArh và có thể tùy chọn giống như giá điện năng tiêu thụ Nếu không có giá trị thực tế nào, giá trị này sẽ được đặt là 0.
The price of electrical demand, measured per kilowatt (kW), refers to the cost of installed capacity (dP) that must be paid to compensate for system losses Currently, CAPO does not utilize this pricing value.
The price of electrical demand per kW for installed reactive power (dQ) is currently equivalent to the price for installed active power At present, CAPO does not utilize this value.
Tỷ số trượt giá (r) hay còn gọi là discount rate (pu/yr) là yếu tố quan trọng giúp chuyển đổi giá trị tiền tiết kiệm và chi phí từ tương lai về hiện tại Khi nguồn tài chính cho việc mua và lắp đặt tụ bù được vay từ ngân hàng, tỷ số trượt giá thường tương đương hoặc gần bằng lãi suất cho vay CAPO không tính thuế và các yếu tố khác khi áp dụng tỷ số này Sau khi phân tích các thông số kinh tế, chúng ta sẽ hiểu rõ hơn về các phương trình mà CAPO sử dụng để thực hiện tính toán.
Tỷ số lạm phát hàng năm (pu/yr) là chỉ số thể hiện sự tăng giá điện năng và chi phí bảo trì tụ bù Tỷ số này được tính bằng đơn vị tương đối (pu) thay vì phần trăm (%) Giá trị của tỷ số lạm phát thường dao động trong khoảng 0.02 đến 0.08 mỗi năm.
Thời gian hoàn vốn (N) là khoảng thời gian cần thiết để số tiền tiết kiệm từ việc lắp đặt tụ bù bằng với chi phí lắp đặt và bảo trì tụ bù Nếu chính sách đầu tư yêu cầu hoàn vốn trong 8 năm, thì giá trị này sẽ được xác định là 8 năm.
The installation cost for a fixed capacitor bank, measured in kVAr, varies based on the size of the capacitor This cost must be calculated to align with the user's specific needs and may encompass expenses such as the price of the capacitor housing, transportation fees, and labor costs.
The installation cost for a switched capacitor bank (per kVAr) is similar to that of fixed capacitor banks; however, switched capacitor banks may incur higher costs, which is why they are typically priced separately.
