Tính toán đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện 110kV tỉnh Quảng Nam
Lý do chọn đề tài
Xuất phát từ những nhu cầu thực tiễn và các vấn đề khó khăn trong công tác quản lý vận hành thực tế. Đề tài “Tính toán đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện 110kV tỉnh Quảng Nam” nhằm mục đích tìm ra những giải pháp giảm tổn thất điện năng trên lưới 110kV, nâng cao hiệu quả trong vận hành cho lưới 110kV trên địa bàn tỉnh
Mục đích nghiên cứu
Tính toán phân tích các chế độ vận hành bình thường cũng như sự cố để xác định các tổn thất trong hệ thống. Trên cơ sở đó tính toán đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện 110kV tỉnh Quảng Nam.
Đối tượng nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu của đề tài là lưới điện 110kV tỉnh Quảng Nam. Chương trình PSS/E vận dụng trong tính toán tổn thất lưới 110kV
Phạm vi nghiên cứu
Luận văn tập trung nghiên cứu phân tích hiện trạng lưới điện phân phối, vấn đề chất lượng điện áp, tổn thất điện năng trong chế độ vận hành cơ bản, bình thường và các chế độ sự cố bằng giải pháp áp dụng mô phỏng, phân tích trào lưu công suất sơ đồ lưới điện bằng phần mềm tính toán hệ thống điện PSS/E, nghiên cứu tính toán tổn thất và đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện 110kV tỉnh Quảng Nam.
Phương pháp nghiên cứu
– Tìm hiểu về đặc điểm kết cấu lưới điện 110kV hiện trạng trên địa bàn. Thu thập dữ liệu vận hành thực tế của lưới điện 110kV trên địa bàn. Tính toán phân tích các chế độ làm việc để tìm những điểm hạn chế. Đề xuất các giải pháp khắc phục. Tính toán đánh giá hiệu quả của giải pháp đề xuất.
Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
Các phương pháp tính toán dựa trên các tài liệu khoa học đáng tin cậy. Kết quả đạt được của đề tài có thể áp dụng cho lưới điện thực tế.
Cấu trúc của luận văn
Chương 1: Tổng quan hệ thống điện 110kV khu vực tỉnh Quảng Nam
Chương 2: Lý thuyết tính toán tổn thất điện năng và các giải pháp giảm tổn thất điện năng
Chương 3: Tính toán tổn thất điện năng lưới điện 110kv khu vực tỉnh quảng nam trong các chế độ vận hành khác nhau.
Chương 4: Đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện 110kV tỉnh Quảng Nam.
TỔNG QUAN HỆ THỐNG ĐIỆN 110KV KHU VỰC TỈNH QUẢNG NAM
Hiện trạng hệ thống điện 110kV khu vực tỉnh Quảng Nam
Đặc điểm chung của hệ thống điện 110kV tỉnh Quảng Nam
Trong chế độ vận hành tối ưu của lưới điện 110kV khu vực tỉnh Quảng Nam nói riêng và của cả khu vực miền Trung nói chung có kết lưới theo mạch vòng khép kín.
Hiện trạng lưới điện khu vực Quảng Nam
Lưới cung cấp cho khu vực tỉnh Quảng Nam hiện nay nhận điện từ các nguồn tại chỗ và nhận điện từ hệ thống qua các TBA, gồm:
– 110kV từ trạm 220/110kV Tam Kỳ (125+125) MVA.
– 110kV từ trạm 220/110kV Đà Nẵng (125+250) MVA.
– 110kV từ trạm 220/110kV Dốc Sỏi (63+125) MVA.
– 110kV từ trạm 220/110kV Thạnh Mỹ 125MVA.
– 110kV từ MBA T1 trạm 220/110kV Đăk Mi 90MVA.
Quy mô trung bình với tổng chiều dài 272 km đường dây, cung cấp nguồn cho 13 trạm biến áp 110kV (vận hành không người trực) với tổng dung lượng lắp máy là 786 MVA. Phụ tải điện có công suất Pmax cao điểm khoảng 417.7 MW và Pmin thấp điểm khoảng 84.7 MW, sản lượng nhận max 8.260.000kWh/ngày.
Các ưu, nhược điểm của lưới điện 110kV khu vực tỉnh Quảng Nam
Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh Quảng Nam giai đoạn 2016-2025 có xét đến năm 2035
Đánh giá các chỉ tiêu vận hành hệ thống điện trong năm 2021
Kết quả thực hiện các chỉ tiêu ĐTCCCĐ năm 2021:
Kết quả thực hiện tổn thất điện năng
Đến tháng 12/ 2021, QNaPC thực hiện 3.97%, thấp hơn 0.38% so cùng kỳ năm 2020 (4.35%), thấp hơn 0.53% so với kế hoạch của EVNCPC (4.50%).
Đến tháng 12/ 2021, QNaPC có tổn thất hạ áp lũy kế (4.15%) giảm 0.23% so với cùng kỳ năm 2020 (4.38%), tổn thất trung áp lũy kế (2.25%) giảm 0.22% so với cùng kỳ năm 2020 (2.47%). Trong khi đó, tổn thất cao áp lũy kế của QNaPC đến tháng 12/2021 là 1.02% cao hơn 0.03% so với lũy kế năm 2020 (0.99%).
Đánh giá chung tình hình vận hành
Tổn thất điện năng lũy kế đến tháng 12/2021 theo phiên ghi chữ và tổn thất điện năng theo cấp điện áp đều giảm so với cùng kỳ năm 2020 và đạt kế hoạch Tổng công ty Điện lực miền Trung giao. Tuy nhiên tổn thất điện áp cấp 110kV của QNaPC lũy kế đến đến tháng 12/2021 là 1.02% cao hơn 0.03% so với lũy kế 12 tháng năm 2020 (0.99%).
Tình hình vận hành lưới điện 110kV khu vực tỉnh Quảng Nam trong các năm vừa qua có một số thuận lợi cơ bản và đáp ứng được nhu cầu cấp điện cho các phụ tải đặc biệt là việc cấp điện liên tục, an toàn, tin cậy cho phát triển kinh tế chính trị và an sinh xã hội của địa phương.
Nhìn chung, công tác quản lý tổn thất điện năng trung hạ áp tương đối tốt, tuy nhiên công tác quản lý tổn thất điện năng lưới điện 110kV chưa được quan tâm đúng mức, chưa đánh giá dự báo các chế độ vận hành lưới điện 110kV không tối ưu về TTĐN và đề xuất biện pháp khắc phục kịp thời để đáp ứng hết yêu cầu sản xuất đối với một hệ thống ngành công nghiệp, du lịch đang phát triển rất nhanh tại Quảng Nam.
LÝ THUYẾT TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG VÀ CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
Các nguyên nhân gây ra tổn thất trong HTCCĐ
Tổn thất kỹ thuật là tổn thất tồn tại do bản chất vật lý của các phần tử trong hệ thống điện. Các thành phần chính của tổn thất kỹ thuật bao gồm
– Tổn thất trên điện trở của mọi phần tử có dòng điện chạy qua
– Các tổn thất không tải do phần tử mang điện áp
– Tổn thất vầng quang
– Tổn thất ở lưới truyền tải
– Tổn thất ở lưới phân phối
Là tổn thất do sự chênh lệch giữa lượng điện năng sử dụng và lượng điện năng được tính tiền. Tổn thất phi kỹ thuật bao gồm các thành phần chính:
– Tổn thất do sai số của thiết bị đo đếm
– Tổn thất do lỗi trong việc tính toán hóa đơn điện năng tiêu thụ
– Tổn thất do gian lận, ăn trộm điện của người sử dụng
Phương pháp tính tổn thất điện năng
Hiện tại, các đo đếm ranh giới xuất tuyến đầu nguồn trong toàn QNaPC đều đã được lắp đặt công tơ điện tử và có lắp đặt đo xa nên có thể thu thập được toàn bộ số liệu điện năng của lưới điện nhờ phần mềm DSPM-EVNCPC, kết hợp số liệu ghi nhận được từ đo xa để áp dụng vào phần mềm tính toán lưới điện PSS/E thì phương pháp tính hao tổn điện năng theo thời gian hao tổn công suất cực đại là phương pháp phù hợp nhất
Các bước tiến hành:
Bước 1: Xây dựng đồ thị phụ tải ngày điển hình
Bước 2: Tính toán các giá trị Smax, Kđt…từ file số liệu ghi nhận được từ chương trình DSPM:
Bước 3: Tính toán tổn thất công suất không tải ∆P0
Bước 4: Tính toán tổn thất công suất tác dụng của lưới điện (bao gồm tổn thất ΔPCu_MBA+ΔPĐZ) bằng PSS/E
Bước 5: Tính toán tổn thất điện năng ∆A năm
Các giải pháp giảm tổn thất điện năng
Giảm điện trở của dây dẫn
Giảm bán kính cấp điện tức là giảm chiều dài đường dây
Nâng cao điện áp vận hành trong phạm vi cho phép
Muốn giảm được tổn thất này đòi hỏi công nghệ chế tạo máy biến áp phải cao, chất lượng thép làm mạch từ phải có độ từ thẩm cao, lá thép càng mỏng càng tốt, cách điện giữa các lá thép phải đảm bảo để hạn chế dòng xoáy (fuco). Hạn chế mức thấp nhất các khe hở giữa trụ và gông từ. Phải chế tạo dây cuốn bằng vật liệu dẫn điện tốt, trong vận hành phải quan tâm đến chế độ làm mát của máy biến áp và chế độ vận hành hợp lý.
Giảm tổn thất điện năng trong vận hành
Trong quá trình quản lý vận hành và sửa chữa cải tạo lưới điện chúng ta cũng có các biện pháp để làm giảm tổn thất điện năng như: đặt các thiết bị bù công suất phản kháng hợp lý, nâng cao điện áp vận hành mạng điện, thay dây dẫn có tiết diện nhỏ bằng dây dẫn có tiết diện lớn hơn, thay các máy biến áp quá tải và non tải bằng các máy biến áp có công suất đặt phù hợp với công suất phụ tải.
Chọn sơ đồ vận hành có cấu trúc hợp lý nhất của mạng
Nâng cao chất lượng sửa chữa và kiểm tra lưới điện.
Không ngừng nâng cao chất lượng thiết bị, thay thế các thiết bị cũ tiêu tốn điện năng nhiều bằng các thiết bị công nghệ cao tiêu thụ điện năng ít. Ngoài ra người ta còn đang nghiên cứu đề sản xuất các vật liệu dẫn điện có điện trở thấp như vật liệu siêu dẫn hoặc truyền tải điện trong môi trường lạnh và một số phương pháp khác.
Các phần mềm ứng dụng trong tính toán phân tích hệ thống điện
Phần mềm PSS/E viết tắt từ tên gọi Power System Simulator for Engineering, là sản phẩm của hãng Power Technologies, INC- một hãng phần mềm nổi tiếng của Mỹ. Từ khi được giới thiệu vào năm 1976.
Các chức năng chính của chương trình PSS/E
Các tính toán phân tích hệ thống mà chương trình có khả năng thực hiện bao gồm:
– Tính toán trào lưu công suất.
– Tối ưu hóa trào lưu công suất.
– Nghiên cứu các loại sự cố đối xứng và không đối xứng.
– Tương đương hóa hệ thống.
– Mô phỏng quá trình quá độ điện cơ.
Cập nhật dữ liệu vào phần mềm PSS/E
Mô phỏng trào lưu công suất lưới 110kV Quảng Nam
Hình 2. 1 Mô phỏng trào lưu công suất lưới 110kV Quảng Nam
TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN 110KV KHU VỰC TỈNH QUẢNG NAM TRONG CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH KHÁC NHAU
Hệ thống điện thông thường được vận hành theo chế độ xác lập bao gồm chế độ phụ tải cực đại và cực tiểu, ngoài ra còn có chế độ vận hành sau sự cố.
Yêu cầu kỹ thuật trong việc vận hành điện áp trên lưới phân phối được quy định trong thông tư số 30/2019/BCT ngày 18 tháng 11 năm 2019
Tính toán, phân tích các chế độ vận hành của lưới điện
Tính toán phân tích chế độ làm việc
Tính toán phân tích chế độ làm việc cực đại
Hình 3. 1 Trào lưu công suất ở chế độ phụ tải cực đại năm 2021
- Đánh giá về điện áp nút:
Nhận xét: Điện áp tại các nút 110kV đảm bảo yêu cầu kỹ thuật lưới điện phân phối. Tuy nhiên điện áp nút tại TBA 110kV Thăng Bình 2 là thấp nhất 1.0038pu (110.44kV)
- Đánh giá về khả năng mang tải đường dây 110kV:
- Nhận xét: Đường dây mang tải trên 70% công suất định mức là đường dây 110kV từ trạm 500kV Đà Nẵng-Điện Bàn và đường dây 110kV từ trạm 220kV Tam Kỳ-Tam Thăng.
- Đánh giá tổn thất công suất:
- Nhận xét: Tổn thất công suất tác dụng tại TBA 110kV Thăng Bình 2, 110kV Đại Lộc lớn nhất là 0.21MW.
- Nhận xét: Tổn thất công suất tác dụng đường dây 110kV Dốc Sỏi – 110kV Tam Anh lớn nhất là 0.91MW.
- Tổn thất theo từng cấp điện áp:
- Kết quả tính tính toán tổn thất theo cấp điện áp lưới 110kV là 8.39 MW, ở các cấp điện áp 22kV là 1,42MW, cấp điệp áp 10,5kV là 0.32MW và cấp điện áp 6,3kV là 0.06kV. Tổng tổn thất lưới điện là 10.18 MW
Tính toán phân tích chế độ làm việc cực tiểu
Hình 3. 2 Trào lưu công suất ở chế độ phụ tải cực tiểu năm 2021
- Đánh giá về điện áp nút:
- Nhận xét: Điện áp tại các nút đảm bảo yêu cầu kỹ thuật lưới điện phân phối. Tuy nhiên điện áp nút tại TBA 220kV Tam Kỳ là cao nhất 1.1015 pu (121.16kV).
- Đánh giá về khả năng mang tải đường dây 110kV:
- Nhận xét: Gây ra quá tải trên 80% công suất định mức là đường dây mang tải là đường dây 110kV từ trạm 500kV Đà Nẵng-Đại Lộc (89.7%)
- Đánh giá tổn thất công suất:
- Nhận xét: Tổn thất công suất tác dụng tại TBA 110kV Thăng Bình, 110kV Đại Lộc, Điện Nam Điện Ngọc lớn nhất là 0.01MW.
- Nhận xét: Tổn thất công suất tác dụng đường dây 110kV 500 Đà Nẵng – 110kV Đại Lộc lớn nhất là 1.63MW do truyền tải một lượng lớn công suất từ các NMĐ về trạm 500kV Đà Nẵng.
- Tổn thất theo từng cấp điện áp:
- Kết quả tính tính toán tổn thất theo cấp điện áp lưới 110kV là 5.18 MW, ở các cấp điện áp 22kV là 0.06MW, cấp điệp áp 10,5kV là 0.46MW và cấp điện áp 6,3kV là 0.05MW. Tổng tổn thất lưới điện là 5.74MW
- Nhận xét: Trong trường hợp vận hành ở chế độ xác lập phụ tải cực đại và phụ tải cực tiểu thì điện áp tại các nút 110kV vẫn nằm trong phạm vi cho phép từ 0,95pu đến 1,1pu. Nhưng ở thời điểm phụ tải cực đại thì điện áp tại các nút thấp nhất và tổn thất điện năng cao nhất nên ta chọn thời điểm chế độ phụ tải cực đại làm thời điểm khảo sát các trường hợp sự cố.
Tính toán phân tích các chế độ sự cố
Sự cố N-1 đường dây 110kV từ 220kV Tam Kỳ về 110kV Tam Kỳ
Hình 3. 3 Sự cố N-1 đường dây từ 220kV Tam Kỳ về 110kV Tam Kỳ
- Kết quả kiểm tra điện áp nút:
- Nhận xét: Điện áp các nút vẫn nằm trong phạm vi cho phép (±10% Udđ).
- Đánh giá về khả năng mang tải đường dây 110kV:
- Nhận xét: Trong chế độ này đã gây ra quá tải cho đường dây 110kV từ TBA 500kV Dốc Sỏi đến TBA 110kV Tam Anh dùng dây AC 185 mang tải lên đến 81.8%.
- Đánh giá tổn thất công suất:
- Nhận xét: Kết quả tính tính toán tổn thất theo cấp điện áp lưới 110kV là 10.41 MW, ở các cấp điện áp 22kV là 1.43MW, cấp điệp áp 10,5kV là 0.33MW và cấp điện áp 6,3kV là 0.05MW. Tổng tổn thất lưới điện là 12.23 MW
Như vậy dựa trên tính toán, phân tích đánh giá tổn thất công suất ở các chế độ vận hành trên lưới 110kV khu vực tỉnh Quảng Nam, tác giả nhận thấy đường dây 110kV Dốc Sỏi – 110kV Tam Anh vận hành chế độ cực đại và đường dây 110kV 500 Đà Nẵng – 110kV Đại Lộc vận hành chế độ cực tiểu có tổn thất cao nhất, đường dây 110kV 220 Tam Kỳ – 110kV Tam Kỳ mang tải nặng nhất và tổn thất cao nhất khi vận hành trong chế độ sự cố N-1.
ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN 110KV TỈNH QUẢNG NAM
Luận văn sẽ tập trung đề xuất các giải pháp sau:
+ Giải pháp thứ nhất là sử dụng tính năng optimal power flow (OPF) PSS/E để tối ưu trào lưu công suất trên hệ thống hiện có.
+ Giải pháp thứ hai là lắp đặt tụ bù tại thanh cái trung áp trạm 110 kV để nâng cao hệ số Cosφ cải thiện những điểm nút điện áp thấp, giảm tổn thất điện năng. Hai giải pháp này sẽ đảm bảo được thời gian thực hiện nhanh với tổng vốn đầu tư thấp.
+ Giải pháp thứ ba là nâng cấp thay dây dẫn cho các đường dây 110kV hiện đang quá tải và có tổn thất điện năng lớn nhất.
+ Giải pháp thứ tư là tính toán quy hoạch bổ sung cấu trúc lưới điện truyền tải và phân phối tỉnh Quảng Nam.
Sử dụng PSS/E OPF để tối ưu trào lưu công suất:
Áp dụng OPF để tối ưu trào lưu công suất trên hệ thống
Với hàm mục tiêu là giảm tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng trong lưới với điều kiện ràng buộc là thay đổi nấc phân áp của các máy biến áp thì sau khi chạy OPF tối ưu trào lưu công suất trên cấu trúc hệ thống hiện hữu ta nhận được kết quả như sau:
- Một là thay đổi công suất phát P, Q của các nhà máy thủy điện.
- Hai là đề xuất thay đổi nấc phân áp tại trạm 500 Dốc Sỏi, 500 Đà Nẵng, 220 Tam Kỳ, 220 Thạnh Mỹ
Đánh giá hiệu quả giải pháp về mặt kỹ thuật
Phân tích các chỉ tiêu tài chính nhằm đánh giá tính hiệu quả của phương án, khả năng thực hiện của phương án về mặt kinh tế và tài chính.
| Stt | Hiện trạng | ∆P(MW) | ∆Q(MW) | Tổng tiền (VND) |
| 1 | Trước khi tối ưu | 8.39 | 77.46 | 92,976,480,000 |
| 2 | Sau khi thay tối ưu | 8.25 | 72.04 | 91,425,025,030 |
| 3 | Giảm tổn thất | 0.14 | 5.42 | 1,551,454,970 |
| 4 | Giảm tỉ lệ TT (%) | 1.67 | 7.00 |
- Kết luận:
Sau khi chạy OPF thì tổn thất công suất tác dụng giảm không nhiều (0.14MW), tuy nhiên tổn thất công suất phản kháng lại giảm khá nhiều (5.42 Mvar) giúp các máy phát giảm được một lượng lớn công suất phản kháng phải phát ra từ đó giúp cho máy phát ít nóng hơn và cũng có thể phát thêm được nhiều công suất tác dụng hơn.
Giải pháp tính toán, lựa chọn vị trí đặt bù thanh cái trung áp cho các trạm 110kV.
Từ kết quả cảnh báo điện áp thấp dưới 0.95pu khi chạy trào lưu công suất ta nhận thấy hiện tại điện áp tại nút thanh cái 22kV TBA 110kV Thăng Bình T1, T2, thanh cái 22kV TBA 220kV Tam Kỳ, là thấp nhất (bus 834524, 834514, 104).
+ Tính dung lượng bù cho nút Thanh cái 22kV TBA T1/ Thăng Bình:
Công suất phản kháng cần bù là Qb = P (tgφ1 – tgφ2 ) = 12.6x(0.175 – 0.045) = 1.65 Mvar
- Từ số liệu này ta chọn tụ bù trong bảng catalogue của nhà sản xuất chọn tụ có dung lượng 1.8 Mvar. (dung lượng tụ bù CPC cung cấp 600kVAr/ bộ)
+ Tính dung lượng bù cho nút Thanh cái 22kV TBA T2/ Thăng Bình:
Công suất phản kháng cần bù là Qb = P (tgφ1 – tgφ2 ) = 19x(0.163 – 0.045) = 2.26 Mvar
- Từ số liệu này ta chọn tụ bù trong bảng catalogue của nhà sản xuất chọn tụ có dung lượng 2.4 Mvar.
+ Tính dung lượng bù cho nút Thanh cái 22kV TBA 220kV Tam Kỳ.
Công suất phản kháng cần bù là Qb = P (tgφ1 – tgφ2 ) = 16x(0.208 – 0.045) = 2.6 Mvar
- Từ số liệu này ta chọn tụ bù trong bảng catalogue của nhà sản xuất chọn tụ có dung lượng 3 Mvar.
Đánh giá kết quả thực hiện tổn thất công suất
Phân tích các chỉ tiêu tài chính nhằm đánh giá tính hiệu quả của phương án, khả năng thực hiện của phương án về mặt kinh tế và tài chính.
| Stt | Hiện trạng | ∆P(MW) | ∆Q(MW) | Tổng tiền (VND) |
| 1 | Trước khi bù | 8.39 | 77.46 | 92,976,480,000 |
| 2 | Sau khi bù | 8.27 | 76.54 | 88,100,478,665 |
| 3 | Giảm tổn thất | 0.12 | 0.92 | 4,876,001,335 |
| 4 | Giảm tỉ lệ TT (%) | 1.43 | 1.19 | |
| 5 | Tổng vốn đầu tư | 1,440,000,000 | ||
| 6 | Thời gian hoàn vốn (năm) | 3.39 |
- Kết luận:
Sau khi lắp tụ bù trung áp cho các trạm 110kV thì thì tổn thất công suất tác dụng giảm (0.12MW), góp phần hỗ trợ công suất vô công, cải thiện điện áp đảm bảo yêu cầu kỹ thuật vận hành lưới điện phân phối.
Tính toán nâng cấp dây dẫn cho lưới 110kV
Theo kết quả tính toán trào lưu công suất cho lưới điện phân phối tỉnh Quảng Nam cho thấy tổn thất đường dây 110kV 110kV Dốc Sỏi – 110kV Tam Anh, 500kV Đà Nẵng – Đại Lộc, 220 Tam Kỳ – Tam Kỳ là lớn nhất, hiện tại đang sử dụng loại dây ACSR-185mm2.
Tiết diện dây dẫn được tính toán theo biểu thức sau:
F = Imax/Jkt (4.1)
Trong đó:
- F: tiết diện tính toán của dây dẫn (mm2).
- Imax: dòng điện làm việc lớn nhất (A).
- Jkt: mật độ dòng điện kinh tế (A/mm2).
Với Jkt được xác định theo thời gian sử dụng công suất cực đại và loại dây.
Từ đồ thị phụ tải của TBA 110kV khu vực xác định được Tmax = 6570h, dây dẫn được sử dụng là loại ACSR tra bảng tra lựa chọn được Jkt = 1,0 (A/mm2). Áp dụng công thức trên ta có kết quả.
Bảng 4. 1 Bảng lựa chọn tiết diện dây dẫn
| STT | Tên đường dây 110kV | Tiết diện tính toán | Tiết diện tiêu chuẩn |
| 1 | 500kV Dốc Sỏi – Tam Anh | 210 | 240 |
| 2 | 500kV Đà Nẵng – Đại Lộc | 351 | 300 |
| 3 | 220 Tam Kỳ – Tam Kỳ | 235 | 240 |
Tính toán các chỉ tiêu kỹ thuật
- Nhận xét: Điện áp nút sau khi nâng cấp dây dẫn đảm bảo tiêu chuẩn kỹ thuật vận hành.
- Nhận xét: Khả năng mang tải các đường dây 110kV khi nâng cấp dây dẫn đảm bảo vận hành.
| Stt | Hiện trạng | ∆P(MW) | ∆Q(MW) | Tổng tiền (VND) |
| 1 | Trước khi thay dây | 8.39 | 77.46 | 92,976,480,000 |
| 2 | Sau khi thay dây | 7.95 | 75.97 | 88,100,478,665 |
| 3 | Giảm tổn thất | 0.44 | 1.49 | 4,876,001,335 |
| 4 | Giảm tỉ lệ TT (%) | 5.24 | 1.92 | |
| 5 | Tổng vốn đầu tư | 8,092,001,971 | ||
| 6 | Thời gian hoàn vốn (năm) | 1.66 |
- Kết luận: Qua các chỉ tiêu trên cho thấy về tài chính thì dự án mang lại hiệu quả và mang lại lợi nhuận cho chủ đầu tư.
Giải pháp tính toán quy hoạch bổ sung đường dây và TBA 110kV Đông Giang Quảng Nam giai đoạn đến 2025
– Theo quyết định 1100/QĐ-BCT về việc phê duyệt “Quy hoạch phát triển Điện lực tỉnh Quảng Nam giai đoạn 2016-2025 có xét đến năm 2035-Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110kV” ngày 03 tháng 4 năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương, dự báo nhu cầu điện năng và công suất của tỉnh Quảng Nam như sau:
+ Năm 2020: A= 2.221 GWh Pmax = 454 MW
+ Năm 2025: A= 3.683 GWh Pmax = 704 MW
+ Năm 2030: A= 5.500 GWh Pmax = 1.029 MW
+ Năm 2035: A= 7.626 GWh Pmax = 1.374 MW
4.6. Dự báo nhu cầu phát triển phụ tải
Tốc độ tăng trưởng phát triển phụ tải
| Năm | 2016-2020 | 2021-2025 | 2026-2030 | 2031-2035 |
| Tốc độ tăng trưởng (%) | 12,1% | 10,6% | 8,4% | 6,8% |
Dự báo nhu cầu phụ tải vùng 3 tỉnh Quảng Nam
Bảng 4. 2 Dự báo nhu cầu phụ tải vùng 3 đến năm 2030
Trong giai đoạn từ năm 2022 khu vực huyện Đông Giang có nhiều dự án quy mô lớn sẽ được khởi công và đưa vào vận hành có nhu cầu tiêu thụ điện lớn:
Bảng 4. 3 Danh mục phụ tải mới khu vực huyện Đông Giang từ năm 2022
Dự báo nhu cầu phụ tải vùng dự án
– Theo số liệu cung cấp của Công ty Điện lực Quảng Nam, năm 2021 phụ tải khu vực dự án khoảng 3,8MW.
Bảng 4. 4 Dự báo nhu cầu phụ tải vùng dự án giai đoạn 2021÷2030
Hiện trạng lưới điện khu vực dự án
- Kết lưới 110kV:
– Hiện nay trên địa bàn khu vực các huyện Đông Giang, Tây Giang chỉ có các TBA nâng 110kV của các NM thủy điện như Za Hưng, Sông Bung 5, Sông Bung 6. Dự kiến trong thời gian sắp đến có các TBA nâng 110kV A Vương 5, Tr’Hy sẽ đưa vào vận hành sau năm 2022.
- Các thông số về chỉ tiêu kinh tế- kỹ thuật và khả năng đáp ứng nhu cầu phát triển phụ tải của lưới điện hiện trạng:
Bảng 4. 5 Tổng hợp chỉ tiêu về ĐTC CCĐ lưới điện trung thế năm 2021
| CHỈ SỐ SAIDI (phút/khách hàng) | |
|---|---|
| Sự cố | 1614 |
| Công tác | 1324 |
| Tổng hợp | 2938 |
Bảng 4. 6 Tổng hợp chỉ tiêu tổn thất điện năng trung thế năm 2021
| CHỈ SỐ TTĐN | |
| Trung áp (35+22)kV | 8,17 |
Cân bằng nhu cầu nguồn – phụ tải vùng 3
Cân bằng nguồn và phụ tải vùng 3 đến năm 2030 khi chưa xuất hiện các nguồn mới như sau:
Bảng 4. 7 Cân bằng nhu cầu nguồn – phụ tải với nguồn hiện trạng
- Nhận xét :
Trong chế độ bình thường: Nguồn hiện trạng đảm bảo cho vùng 3 đến năm 2030.
Trong chế độ N-1: Năm 2021 khi sự cố MBA 110kV Thạch Mỹ, vùng 3 thiếu -4,7MVA, năm 2025 thiếu -9.5MVA và năm 2030 thiếu -19.2MVA.
- Kết luận: Từ năm 2021 cần thiết bổ sung nguồn mới cấp cho vùng 3 để đảm bảo chế độ vận hành bình thường và chế độ vận hành N-1.
Cân bằng nguồn – phụ tải vùng dự án
Bảng 4. 8 Cân bằng nguồn phụ tải đến năm 2030 với nguồn hiện trạng
- Nhận xét :
+ Trong chế độ bình thường: Từ năm 2023 vùng dự án thiếu – 2,9MVA, năm 2025 thiếu -11,4MVA, năm 2030 thiếu -14,3MVA.
+ Trong chế độ N-1, sự cố trạm TG A Sờ 2,5MVA: Từ năm 2022 vùng dự án thiếu – 1,8MVA, năm 2025 thiếu -13,9MVA, năm 2030 thiếu -16,8MVA.
+ Trong chế độ N-1, sự cố trạm TG Hiên 5,6MVA: Từ năm 2022 vùng dự án thiếu – 4,9MVA, năm 2025 thiếu -17,0MVA, năm 2030 thiếu -19,9MVA.
- Kết luận: Từ năm 2022 cần thiết bổ sung nguồn mới cho vùng dự án là cần thiết.
Bảng 4. 9 Bảng tính toán độ lệch điện áp
- Nhận xét:
+ Điện áp vận hành tại thanh cái 35kV trạm trung gian Hiên (T74), A Sờ (T75) hiện tại thường xuyên vận hành là 36kV-37kV, khi phụ tải các dự án trên đấu nối và đi vào hoạt động thì điện áp tại thanh cái 35kV trạm trung gian T74, T75 còn rất thấp khoảng 31kV (độ lệch điện áp so với điểm đầu nguồn lớn hơn 10%) không đảm bảo vận hành).
- Kết luận: Với tốc độ phát triển phụ tải như trên, thì đến năm 2023, điện áp cuối nguồn của Điện lực Đông Giang không đảm bảo vận hành theo thông tư 30/2019/TT-BCT ngày 18/11/2019 của Bộ Công thương.
Sự cần thiết đầu tư công trình
Với tốc độ phát triển tự nhiên của phụ tải dân sinh như dự báo, QNaPC đã đầu tư và có phương án đảm bảo kết cấu lưới điện khu vực đủ khả năng cung cấp điện cho nhu cầu phụ tải. Tuy nhiên, trong thời gian qua hưởng ứng chủ trương thu hút đầu tư của các cấp chính quyền địa phương với nhiều chính sách ưu đãi, nhiều nhà đầu tư đã mạnh dạn đầu tư vào địa bàn tỉnh Quảng Nam, trong đó có khu vực huyện Đông Giang, Tây Giang với nhiều loại hình công nghiệp, du lịch, dịch vụ có quy mô và công suất sử dụng điện khá lớn, khi phụ tải Khu du lịch sinh thái Cổng Trời Đông Giang và các phụ tải công nghiệp khác đi vào hoạt động thì sau năm 2023 lưới điện hiện trạng khu vực không đảm bảo khả năng cung cấp điện (về đáp ứng nguồn, điện áp, tổn thất và độ tin cậy cung cấp điện).
Với những phân tích như trên, để đáp ứng nhu cầu sử dụng điện của khách hàng là phụ tải: công nghiệp, du lịch, dịch vụ trên địa bàn, góp phần vào phát triển kinh tế xã hội của địa phương, việc đầu tư xây dựng TBA 110kV Đông Giang cấp điện cho khu vực là điều cần thiết và cần được sớm triển khai thực hiện.
Chỉ tiêu kỹ thuật sau dự án:
| TT | Nội dung | Phương án |
| 1 | SAIDI sự cố/ công tác trước khi đầu tư dự án | 1614/1324 |
| SAIDI sự cố/ công tác sau khi đầu tư dự án | 383/801 | |
| 2 | Chất lượng Điện áp | Đảm bảo ổn định |
| TTĐN trước/ sau khi đầu tư | 8,17/4,5 |
Phân tích kinh tế tài chính
| Các chỉ tiêu | Chỉ tiêu tài chính | Chỉ tiêu kinh tế – xã hội | Tính toán độ nhạy | ||
| Vốn đầu tư tăng 10% | Điện thương phẩm giảm 10% | Vốn đầu tư tăng 10% và điện thương phẩm giảm 10% | |||
| Giá trị hiện tại ròng NPV (triệu đồng) | 43,567 | 106,126 | 36,677 | -9,216 | -17,399 |
| Tỷ suất sinh lợi nội tại IRR | 11.34% | 17.22% | 10.39% | 6.71% | 5.96% |
| Tỷ số lợi ích/Chi phí B/C | 1.08 | 1.21 | 1.06 | 0.98 | 0.96 |
| Thời gian hoàn vốn Thv | 15 năm 0 tháng | 11 năm 8 tháng | 15 năm 11 tháng | 20 năm 0 tháng | 20 năm 0 tháng |
- Nhận xét:
– Việc quy hoạch đưa vào vận hành đường dây và TBA 110kV Đông Giang đảm bảo nguồn cung cấp cho nhu cầu phát triển phụ tải mới tại khu vực nhằm phục vụ phát triển kinh tế – xã hội của huyện Đông Giang, Tây Giang nói riêng và tỉnh Quảng Nam nói chung.
– Giảm bán kính cung cấp điện của lưới điện trung áp, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, giảm tổn thất điện năng tại khu vực huyện Đông Giang, Tây Giang, tỉnh Quảng Nam.
– Từng bước hoàn thiện sơ đồ lưới điện 110kV theo Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh Quảng Nam.
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
Kết luận
Qua thu thập số liệu về thông số vận hành của hệ thống điện 110kV khu vực tỉnh Quảng Nam tại Phòng Điều độ Công ty Điện lực Quảng Nam tác giả đã thu thập, cập nhật số liệu và tính toán trên phần mềm PSS/E, kết quả cho thấy bộ số liệu được sử dụng tính toán cho đề tài là đáng tin cậy và có độ chính xác tương đối cao.
Đề tài đã tiến hành tính toán phân tích tất cả các chế độ vận hành của hệ qua đó tác giả nhận thấy trong giai đoạn hiện nay còn tồn tại một số cung đoạn đường dây mang tải cao, tổn thất lớn cũng như không tin cậy khi vận hành ở chế độ sự cố.
Giải pháp nêu trên có thể đạt được trên cơ sở có sự phối hợp, hỗ trợ của tỉnh Quảng Nam trong việc cấp phép đầu tư, giải phóng mặt bằng…; EVN, EVNCPC bố trí kế hoạch vốn, tìm kiếm nguồn vốn vay của các tổ chức nước ngoài, vốn tài trợ của các tổ chức quốc tế để cải tạo phát triển lưới điện như đề án đề ra.
Kết quả sử dụng giải pháp trên ở tất cả các chế độ vận hành của hệ thống đều nằm trong giới hạn cho phép, giảm đáng kể tổn thất điện năng đồng thời đảm bảo tiêu chí N-1 cung cấp điện an toàn liên tục cho các phụ tải.
Kiến nghị
Trên cơ sở kết quả đạt được của đề tài, tác giả xin đề xuất Công ty Điện lực Quảng Nam, Tổng công Điện lực miền Trung, Ban quản lý dự án các công trình điện miền Trung nghiên cứu sử dụng giải pháp nêu trên cho hệ thống điện 110kV khu vực tỉnh Quảng Nam xét cho giai đoạn đến năm 2025.
E:\DỮ LIỆU COP CỦA CHỊ YẾN\DAI HOC DA NANG\KY THUAT DIEN\3 ng\TUAN
