Luận văn Thạc sỹ kỹ thuật điện: Nghiên cứu các phương pháp tính toán tổn thất điện năng, đánh giá chất lượng điện năng tỉnh thái nguyên, đề xuất các phương án cải tạo và nâng cấp lưới điện trung áp tỉnh Thái Nguyên

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI

--------------------------------------

Nguyễn Minh Hải

NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN

NĂNG, ĐÁNH GIÁ CHẤT LƯỢNG ĐIỆN NĂNG TỈNH THÁI NGUYÊN, ĐỀ

XUẤT CÁC PHƯƠNG ÁN CẢI TẠO VÀ NÂNG CẤP LƯỚI ĐIỆN

TRUNG ÁP TỈNH THÁI NGUYÊN

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện hướng Hệ thống điện

LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT ĐIỆN

NGƯỜI HƯỚNG DẪN: PGS.TS. Trần Bách

Hà Nội – 2014

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của bản thân. Các nghiên cứu và

kết quả được trình bày trong luận án là trung thực và chưa từng được công bố trong

bất kỳ một bản luận văn nào trước đây.

Tác giả luận văn

Nguyễn Minh Hải

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT

CX Chính Xác

ĐL Điện lực

ĐTPT Đồ thị phụ tải

Electricity of Vietnam (Tập đoàn Điện lực Thái Nguyên) EVN

HTĐ Hệ thống điện

KN Kinh nghiệm

LF Load Factor (Hệ số phụ tải)

LsF Loss Factor (Hệ số tổn thất)

LĐPP Lưới điện phân phối

LĐTT Lưới điện truyền tải

MBA Máy biến áp

TBA Trạm biến áp

TTCS Tổn thất công suất

TTĐN Tổn thất điện năng

NỘI DUNG LUẬN VĂN

PHẦN MỞ ĐẦU ........................................................................................................ 3

MỤC LỤC

CHƯƠNG I ................................................................................................................ 6

GIỚI THIỆU VỀ LƯỚI ĐIỆN TỈNH THÁI NGUYÊN, THỰC TRẠNG SỬ DỤNG ĐIỆN NĂNG CỦA TỈNH THÁI NGUYÊN ............................................................. 6

1.1Giới thiệu về lưới điện tỉnh Thái Nguyên. ............................................................ 6

1.1.1 Nguồn điện: ................................................................................................ 6 1.1.2. Lưới điện ................................................................................................... 7 1.2. Đánh giá hiện trạng sử dụng điện năng lưới điện tỉnh Thái Nguyên .................. 8

CHƯƠNG II ............................................................................................................. 11

NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG. LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CHO LĐPP TỈNH THÁI NGUYÊN. ................................................................................ 11

2.1. Cơ sở tính toán TTĐN trên lưới điện. ............................................................... 11

2.2 Một số phương pháp gần đúng tính toán TTĐN cho lưới điện.......................... 13 2.2.1 Phương pháp Phương sai dòng điện σ2. ................................................... 13 2.3.2. Phương pháp hệ số tổn hao điện năng ................................................. 20 2.3.3. Xác định tổn thất điện năng theo cường độ dòng điện thực tế ............... 23 2.3.4. Xác định tổn thất điện năng theo đồ thị phụ tải ...................................... 24 2.3.5. Xác định tổn thất điện năng theo thời gian tổn thất công suất cực đại ... 26 2.3.6. Xác định tổn thất điện năng theo dòng điện trung bình bình phương .... 29 2.4. Nhận xét về các phương pháp tính tổn thất điện năng ...................................... 31

2.5 Lựa chọn phương pháp tính toán tổn thất điện năng cho lưới điện phân phối tỉnh Thái Nguyên. ............................................................................................................ 32

CHƯƠNG III: .......................................................................................................... 37

ỨNG DỤNG TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH THÁI NGUYÊN. ........................................................................................... 37

3.1. Đánh giá hiện trạng tổn thất điện năng lưới điện phân phối tỉnh Thái Nguyên 37

3.1.1. Hiện trạng ................................................................................................ 37 3.1.2. Nguyên nhân ........................................................................................... 37 3.1.3. Nhận định những đường dây có tổn thất kỹ thuật lớn ............................ 38 3.2. Ứng dụng tính toán tổn thất điện năng của lộ đường dây 971-TG Phú Bình ... 40

3.2.1. Xây dựng đồ thị phụ tải mùa đông .......................................................... 40 3.2.2. Xây dựng đồ thị phụ tải mùa hè .............................................................. 42 3.2.3. Xây dựng đồ thị phụ tải năm ................................................................... 44 của lộ: .................................................................. 46 3.2.4. Tính toán hệ số cos

3.2.5. Tổn thất trong máy biến áp tiêu thụ lộ 971-TG Phú Bình ...................... 47 3.2.5. Tổn thất trên đường dây của lộ 971-TG Phú Bình.................................. 52 CHƯƠNG IV ........................................................................................................... 58

ĐÁNH GIÁ CHẤT LƯỢNG ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH THÁI NGUYÊN ................................................................................................................. 58

4.1 Lý thuyết chung về chất lượng điện năng và điều chỉnh chất lượng điện năng: 58

4.1.1 Chất lượng điện năng .............................................................................. 58 4.1.2 Độ lệch điện áp ........................................................................................ 59 4.2. Đánh giá chất lượng điện năng lưới điện có cấp điện áp định mức 10 kV ....... 60

4.3. Đánh giá chất lượng điện năng lưới điện có điện áp định mức 22 kV ............. 62

4.3.1. Thông số các máy biến áp của lộ đường dây 471 – E6.6: ...................... 62 4.3.2. Công suất tính toán và tổn thất điện của lộ đường dây 471 – E6.6 ........ 63 4.3.3. Tổn thất trên đường dây của lộ 471-E6.6 ............................................... 65 4.4. Đánh giá chất lượng điện năng lưới điện có điện áp định mức 35 kV ............. 68

4.4.1. Thông số các máy biến áp của lộ 376-E6.3: ........................................... 69 4.4.2. Công suất tính toán của các trạm trong lộ 376-E6.3: .............................. 71 4.4.3. Tổn thất trên đường dây của lộ 376-E6.3 ............................................... 74 CHƯƠNG V ............................................................................................................. 79

ĐỀ XUẤT CÁC BIỆN PHÁP CẢI TẠO VÀ NÂNG CẤP .................................... 79

5.1. Các nguyên nhân gây tổn thất công suất và tổn thất điện năng trên lưới điện. 79

5.1.1.Tổn thất kỹ thuật: ..................................................................................... 79 5.1.2.Tổn thất phi kỹ thuật: ............................................................................... 80 5.2. Đề xuất các biện pháp cải tạo và nâng cấp lưới điện phân phối tỉnh Thái Nguyên: .................................................................................................................... 81

5.2.1. Nâng cao điện áp định mức: ................................................................... 81 5.2.3. Biện pháp cải tạo dây dẫn: ...................................................................... 84 5.2.3. Thay thế các MBA quá tải: ..................................................................... 87 5.3. Đề xuất một số biện pháp lâu dài giảm tổn thất cho lưới điện phân phối tỉnh Thái Nguyên. ............................................................................................................ 90

5.3.1. San phẳng đồ thị phụ tải .......................................................................... 90 5.3.2. Cân bằng tải giữa các pha ....................................................................... 91 5.3.3. Bù công suất phản kháng tại các phụ tải điện, trạm biến áp và trên đường . ........................................................................ 91 dây nhằm nâng cao hệ số cos 5.4. Nhận xét ............................................................................................................ 93

KẾT LUẬN .............................................................................................................. 95

PHẦN MỞ ĐẦU

Lý do chọn đề tài

Cùng với sự phát triển của kinh tế và xã hội trên địa bàn tỉnh Thái Nguyên

kéo theo nhu cầu về sử dụng điện năng trên địa bàn tỉnh cũng tăng vọt. Trong khi

khả năng tải của lưới điện trung áp trên địa bàn tỉnh còn nhiều hạn chế gây nên tổn

thất điện năng lớn và chất lượng điện năng giảm sút so với yêu cầu của phụ tải.

Trong khi hàng năm có rất nhiều các phương pháp tính toán và cải tạo nhưng vẫn

chưa đem lại hiệu quả cao và còn bộc lộ nhiều nhược điểm. Vì vậy vấn đề cấp thiết

đối với lưới điện Thái Nguyên hiện nay là phải nghiên cứu và tìm ra phương pháp

tính toán có độ chính xác cao từ đó đánh giá chất lượng điện năng lưới điện phân

phối và đề ra những biện pháp cải tạo và nâng cấp phù hợp cho lưới điện tỉnh Thái

Nguyên.

Vì vậy luận văn em lựa chọn đề tài “ Nghiên cứu các phương pháp tính

toán tổn thất điện năng, đánh giá chất lượng điện năng tỉnh Thái Nguyên. Đề

xuất các phương án cải tạo và nâng cấp lưới điện trung áp tỉnh Thái Nguyên”.

Nhằm mục đích giải quyết những vấn đề trên.

Mục đích nghiên cứu của luận văn, đối tượng, phạm vi nghiên cứu

Tìm hiểu thông tin về dữ liệu tổn thất điện năng và chất lượng điện năng hiện

nay trong lưới điện tỉnh Thái Nguyên cũng như ảnh hưởng của chúng đến sự phát

triển kinh tế trên địa bàn tỉnh Thái Nguyên.

Tìm hiểu, đánh giá các phương pháp và quy trình tính toán tổn thất điện năng

kỹ thuật hiện có và lựa chọn phương pháp phù hợp ứng dụng vào tính toán lưới điện

phân phối tỉnh Thái Nguyên. Phân tích các nguyên nhân và đề ra những biện pháp

cải tạo và nâng cấp một một số lộ đường dây trung áp tỉnh Thái Nguyên, đồng thời

tính toán, so sánh trước và sau cải tạo cho mỗi phương án.

Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài

Đánh giá được tổn thất điện năng và tối ưu hóa lưới điện trên cơ sở điện năng

tổn thất dự kiến là một trong những yêu cầu cần thiết trong các công tác vận hành,

quy hoạch thiết kế và quản lý lưới điện tỉnh Thái Nguyên. Các phương pháp và quy

trình tính toán đánh giá tổn thất điện năng kỹ thuật trong lưới điện Thái Nguyên

hiện nay chủ yếu dựa trên cơ sở lý thuyết tính toán và số liệu thống kê theo kinh

nghiệm của nước ngoài, do đó còn rất nhiều hạn chế cũng như chưa thể có căn cứ

để quyết định độ chính xác đối với điều kiện lưới điện Thái Nguyên. Vì vậy việc

xây dựng phương pháp tính tổn thất điện phù hợp với điều kiện thực tế có ý nghĩa

rất quan trọng và cần thiết.

Luận văn thực hiện các tính toán so sánh nhằm kiểm nghiệm một số bước tính

toán cũng như kết quả tính toán theo các quy trình chuẩn khi tính tổn thất điện năng.

Kết quả được sử dụng để so sánh là xử lý từ số liệu điện năng tiêu thụ thực của lưới

điện tỉnh Thái Nguyên gần đây. Qua đó nhằm đưa ra một đánh giá về các quy trình

và phương pháp đang được sử dụng rộng rãi cũng như đề xuất phương pháp tính

toán phù hợp để tính tổn thất điện năng hiện nay.

Phương pháp nghiên cứu:

Tìm hiểu và nghiên cứu các phương pháp tính toán tổn thất điện năng hiện có.

Qua đó đánh giá so sánh và lựa chọn phương pháp tính tổn thất điện năng theo thời

gian tổn thất công suất cực đại. Và áp dụng tính toán cho một số lộ đường dây có

tổn thất cao của tỉnh Thái Nguyên. Sau đó so sánh với kết quả đo đếm thực tế và

đưa ra những biện pháp nâng cấp và cải tạo phù hợp.

Nội dung chính của luận văn :

Hiện nay LĐPP tỉnh Thái Nguyên có nhiều đường dây có tổn thất điện năng

cao và chất lượng điện năng ngày một giảm sút so với yêu cầu ngày càng cao của

phụ tải trên địa bàn tỉnh, chủ yếu tồn tại ở những đường dây và MBA vận hành lâu

năm và có cấp điện áp trung áp thấp như 6 kV và 10 kV.

Vì vậy nội dung chính của đề tài là tìm ra những phương pháp tính toán tổn

thất phù hợp với LĐPP tỉnh Thái Nguyên. Qua đó đánh giá chung về tổn thất điện

năng và chất lượng điện năng trên địa bàn tỉnh. Đồng thời đề xuất một số phương án

cải tạo và nâng cấp những lộ đường dây điển hình về tổn thất cao và chất lượng

điện năng không đảm bảo nhằm giảm tổn thất điện năng và nâng cao chất lượng

điện năng của tỉnh Thái Nguyên.

 Luận văn được thực hiện thành các phần như sau:

MỞ ĐẦU

CHƯƠNG I: GIỚI THIỆU VỀ LƯỚI ĐIỆN TỈNH THÁI NGUYÊN, THỰC TRẠNG SỬ DỤNG ĐIỆN NĂNG CỦA TỈNH THÁI NGUYÊN

CHƯƠNG II: NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG. LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CHO LĐPP TỈNH THÁI NGUYÊN

CHƯƠNG III: TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH THÁI NGUYÊN.

CHƯƠNG IV: ĐÁNH GIÁ CHẤT LƯỢNG ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH THÁI NGUYÊN.

CHƯƠNG V: ĐỀ XUẤT CÁC PHƯƠNG ÁN CẢI TẠO VÀ NÂNG CẤP LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH THÁI NGUYÊN

KẾT LUẬN CHUNG

CHƯƠNG I

GIỚI THIỆU VỀ LƯỚI ĐIỆN TỈNH THÁI NGUYÊN, THỰC TRẠNG SỬ DỤNG ĐIỆN NĂNG CỦA TỈNH THÁI NGUYÊN

1.1 Giới thiệu về lưới điện tỉnh Thái Nguyên.

1.1.1 Nguồn điện:

1.1.1.1 Nhà máy điện:

Nhà máy nhiệt điện Cao Ngạn (mới), công suất (2x57,4 MVA).

Nhà máy thủy điện Hồ Núi Cốc, công suất lắp máy là 1,89 MW gồm 3

tuabin thủy lực, công suất mỗi máy là 630kW, mỗi năm sản xuất được hơn 8 triệu

kWh.

1.1.1.2 Các trạm nguồn từ lưới quốc gia:

Tỉnh Thái Nguyên hiện tại được cấp từ lưới điện quốc gia & điện Trung

Quốc thông qua trạm biến áp Thái Nguyên 220/110/22 kV - (2x250 MVA) &

110/35/22 kV - (2x63 MVA) tại thành phố Thái Nguyên. Trạm 220kV Thái Nguyên

nhận điện từ lưới điện quốc gia bằng các đường 171 & 172 nối trạm 220 kV Sóc

Sơn, 173 nối với Thác bà, 175 & 176 lấy điện từ nhà máy nhiệt điện Cao Ngạn.

Nhận điện của Trung Quốc thông qua đường dây 220 kV 272 (Thái Nguyên - Hà

Giang) vào máy biến áp AT2. Trạm 220 kV Thái Nguyên ngoài việc cung cấp điện

cho tỉnh Thái Nguyên còn cung cấp cho một số tỉnh lân cận như Bắc Kạn, Cao

Bằng. Từ thanh cái 110kV có 6 xuất tuyến:

+ Lộ 171: Thái Nguyên - Sóc Sơn, AC-400 & AC-85, dài 39,25 km

+ Lộ 172: Thái Nguyên - Gò Đầm, AC-400, dài 28,46 km

+ Lộ 173: Thái Nguyên - Tuyên Quang, AC-185, dài 90 km trong đó điện

lực Thái Nguyên quản lý 56 km

+ Lộ 174: Thái Nguyên - Cao Bằng, AC-185, dài 82,2 km

+ Đường dây 110kV Sóc Sơn - Gò Đầm, dài 22 km, dây dẫn AC-185.

+ Lộ 177 E6.2 – Quang sơn : Đường trục AC 185 dài 17,1 km

+ Lộ 178 E6.2 – Quang sơn : Đường trục AC 185 dài 17,1 km

1.1.2. Lưới điện

Lưới điện trên địa bàn tỉnh Thái Nguyên bao gồm các cấp điện áp 220, 110,

35, 22, 10, 6 kV.

1.1.2.1 Đường dây:

 Đường dây 171 E6.2-174 E1.19 : Đường trục AC-400 dài 39,258 km

 Đường dây 172 E6.2 – 175 E1.19 : Đường trục AC-400 – 43,179 km

 Đường dây 172 E6.19 – DCL 172-7 E6.3 : Đường trục AC 185- 24,7 km

 Đường dây 173 E6.2 cột 148 : Đường trục AC 185 dài 48,12 km

 Đường dây 174 E6.2 cột 104 : Đường trục AC 185 dài 20,91 km

 Đường dây 177 E6.2 – Quang sơn : Đường trục AC 185 dài 17,1 km

 Đường dây 178 E6.2 – Quang sơn : Đường trục AC 185 dài 17,1 km

 Lưới 35kV bao gồm các lộ 35 kV sau các trạm 110 kV, hiện tại lưới 35 kV đã

phủ khắp các huyện của tỉnh.

 Lưới 22 kV hiện có chủ yếu tập trung ở Thành phố Thái Nguyên & thị xã

Sông Công. Tại khu vực Thành phố Thái Nguyên có 4 xuất tuyến 22 kV sau

trạm 110 kV Đán, 2 xuất tuyến 22 kV sau trạm 220 kV Thái Nguyên & 3xuất

tuyến sau trạm Lưu Xá. Tại khu vực thị xã Sông Công có 4 xuất tuyến 22 kV

đi Phú Lương.

 Lưới 10 kV hiện có ở hầu hết các huyện, sau các BA trung gian 35/10 kV Phố

Cò (huyện Phổ Yên), các trung gian Phú Bình (huyện Pú Bình), TG Phú

Lương (huyện Phú Lương), TG Quán Vuông (huyện Định Hoá), TG Đại Từ

(huyện Đại Từ), TG Võ Nhai (huyện Võ Nhai).

 Lưới 6 kV còn có ở một số huyện: huyện Phú Lương (còn 1 lộ 667), thị xã

Sông Công (một số xuất tuyến 6 kV sau trạm 110 kV Gò Đầm), huyện Phổ

Yên (Sau TG Vòng Bi).

1.1.2.2 Các trạm biến áp

- Trạm 220 kV Thái Nguyên : có 4 lộ 110 kV, công suất Sđm = 626 MVA. Gồm 2

máy AT1, AT2 có Sđm = 2x250 MVA điện áp định mức 220/110/22 kV. Và 2 Máy

T3,T4 có Sđm = 2x63 MVA điện áp định mức 110/35/6 kV.

- Trạm 110 kV Lưu Xá (E6.5) : 3 lộ 35 kV, 3 lộ 22 kV, có 1 máy T1 Sđm = 40

MVA điện áp định mức 110/35/22 kV.

- Trạm 110 kV Đán (E6.4 :) Có 4 lộ 22kV, Sđm = 2x25 MVA, Uđm= 110/22 kV.

- Trạm 110 kV Gò Đầm (E6.3) gồm 3 lộ 35 kV, 4 lộ 22 kV, 8 lộ 6 kV có

Sđm = 136,5 MVA, có 2 MBA T1,T2 có Sđm = 2x63 MVA Uđm= 110/35/22 kV và

một MBA T3 có Sđm = 10,5 MVA Uđm= 35/6 kV.

- Trạm 110 kV Gia Sàng (E6.1) : Sđm = 70 MVA Uđm= 110/35/6 kV. Gồm MBA

T1 có Sđm = 50 MVA, MBA T2 Sđm = 20 MVA.

- Trạm Phú Lương (E6.6): 2 lộ 35 kV có một MBA T1 Sđm = 25 MVA, có điện áp

Uđm= 110/35/22 kV.

- Trạm Sông Công (E6.7) : Gồm 2 lộ 35 kV, có 1 MBA T1 với Sđm = 40 MVA, có

điện áp Uđm= 110/35/22 kV.

- Trạm Gang thép (E6.9) : Gồm 2 lộ 35 kV, 2 lộ 6 kV có 2 MBA T1, T2 với công

suất mỗi máy Sđm = 63 MVA, có điện áp Uđm= 110/35/6 kV.

- Trạm Quang Sơn (E6.8) : Gồm 2 lộ 35 kV, 2 lộ 6 kV có 2 MBA T1,T2 với

Sđm = 2x25 MVA, có điện áp Uđm= 110/35/6 kV.

- Trạm Yên Bình (E6.13) : Gồm 2 lộ 35 kV, 2 lộ 22 kV có 2 MBA T1,T2 với

Sđm = 2x63 MVA, có điện áp Uđm= 110/35/22 kV.

- Trạm XM Quán Triều (E6.11) : Gồm có 1 Lộ 6 kV có 2 MBA T1,T2 với

Sđm = 2x20 MVA, có điện áp Uđm= 110/6 kV, trong đó T2 chưa sử dụng.

- Trạm Núi Pháo (E6.12) : Gồm 2 MBA T1,T2 có Sđm = 2x40 MVA, có điện áp

Uđm= 110/35/10 kV.

1.2. Đánh giá hiện trạng sử dụng điện năng lưới điện tỉnh Thái Nguyên

- Trong 3 năm qua từ 2011 đến 2013 điện năng thương phẩm của tỉnh có

mức tăng trưởng bình quân 16,53%/năm, trong khi tốc độ tăng trưởng điện thương

phẩm dự báo 2010 - 2015 trong đề án quy hoạch là 12,0%/năm. Năm 2013 điện

thương phẩm đạt 1.599,95 tr KWh, tăng 6,86% so với năm 2012, tỷ lệ tổn thất

5,91%, giảm 0,4% so với kế hoạch giao; giá bán bình quân 1.374,01 đ/KWh, tăng

119,68đ/kWh so với năm 2012, tổng doanh thu 2.202,77 tỷ đồng, tăng 16,98% so

với năm 2012. Pmax đạt 283 MW. Tốc độ tăng điện thương phẩm bình quân từ 2011

- 2013 là 16,53%/năm trong khi tốc độ tăng trưởng bình quân GDP giai đoạn 2011 -

2013là 5,42%/năm. Được đánh giá là phù hợp trong đề án quy hoạch, dự báo điện

năng thương phẩm năm 2014 là 1710,3 triệu kWh. Như vậy, về điện năng thương

phẩm thực tế cao hơn so với số dự báo trong đề án quy hoạch.

Biểu đồ phụ tải tỉnh Thái Nguyên năm 2013

Hình 1.1: Biểu đồ phụ tải năm của tỉnh Thái Nguyên năm 2013

Biểu đồ phụ tải cực đại các tháng của năm 2013 cho thấy phụ tải cực đại của

năm rơi vào tháng 12, tháng 10,11 cũng là những tháng có phụ tải cực đại tương đối

cao vì trong biểu đồ phụ tải tỉnh Thái Nguyên, biểu đồ phụ tải của thành phần Công

nghiệp đóng vai trò chủ yếu & những tháng cuối năm sản lượng sản xuất thường

cao hơn những tháng khác.

Biểu đồ phụ tải ngày điển hình của Thái Nguyên cho thấy phụ tải cực đại

ngày rơi vào 18-19 h (cao điểm tối) là thời điểm nhu cầu sử dụng điện cho chiếu

sáng sinh hoạt & các thiết bị gia dụng rất lớn tròn các hộ dân cư. Phụ tải cực tiểu rơi

vào ban đêm (0-1 giờ đêm). Chênh lệch giữa cao / thấp điểm (Pmax/Pmin) trong biểu

đồ ngày điển hình của toàn tỉnh là 2,0 lần, điều này cho thấy điện năng tiêu thụ của

thành phần phụ tải công nghiệp chiếm tỷ trọng lớn hơn nhiều so với các thành phần

phụ tải khác nên biểu đồ phụ tải ngày đêm của tỉnh Thái Nguyên ít nhọn hơn so với

các tỉnh khác.

Hình 1.2: ĐTPT ngày điển hình của tỉnh Thái Nguyên

CHƯƠNG II

NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN

NĂNG. LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN

NĂNG CHO LĐPP TỈNH THÁI NGUYÊN.

2.1. Cơ sở tính toán TTĐN trên lưới điện.

Từ định nghĩa về TTĐN ta thấy rằng khi truyền tải điện năng từ thanh cái nhà

máy điện đến phụ tải. Khi có dòng điện chạy qua, do có điện trở và điện kháng trên

đường dây nên nó đã gây ra tổn thất công suất dẫn đến tổn thất về điện năng.

Trị số tổn thất điện năng trong bất kỳ một phần tử nào của mạng điện phụ

thuộc chủ yếu vào tính chất của phụ tải và sự thay đổi của phụ tải trong thời gian

khảo sát.

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:

(2.1)

Tuy nhiên, trong tính toán thường không biết đồ thị p(t), q(t). Để tính tổn thất

năng lượng ta phải dùng phương pháp gần đúng dựa theo một số khái niệm quy ước

như thời gian tổn thất công suất cực đại (τmax) và hệ số tổn hao điện năng (LsF).

Ngoài ra còn có thể sử dụng một số phương pháp khác như sử dụng công tơ, tính

theo đồ thị phụ tải, theo đặc tính xác suất của phụ tải,…

Tính chính xác TTĐN theo số liệu đo đếm.

Việc đánh giá TTĐN bằng các thiết bị đo đếm cho kết quả chính xác trên cơ sở

định nghĩa của EVN, xác định theo công thức (1.1), kết quả xác định được sẽ bao

gồm cả TTĐN kỹ thuật và TTĐN phi kỹ thuật. Tổng TTĐN được xác định bằng

cách đo như sau:

Hình 2.1. Sơ đồ xác định tổn thất điện năng trên lưới điện bằng thiết bị đo

Phương pháp đo: Sử dụng các thiết bị đo đếm điện năng được đồng bộ trong

cùng thời gian khảo sát tại tất cả các mạch vào và ra (tại ranh giới giao và nhận điện

năng) khỏi khu vực lưới điện cần xác định TTĐN. Khi đó:

(2.2)

Với:

- ΔA là tổn thất điện năng trên lưới điện đang xét (kWh), xác định trong khoảng

thời gian T;

- AN là tổng điện năng nhận (kWh) từ các thiết bị đo tại nguồn của lưới điện

trong khoảng thời gian T;

- AG là tổng điện năng tiêu thụ (kWh) ) từ các thiết bị đo tại nơi giao (tiêu thụ)

điện năng trong khoảng thời gian T.

Cụ thể, theo báo cáo kết quả dinh doanh năm 2013 của Công ty Điện lực Thái

Nguyên, tổng điện năng nhận trên lưới năm 2013 trên địa bàn tỉnh là là 1700,3 triệu

kWh, điện năng tiêu thụ trong năm là 1599,95 triệu kWh. Khi đó tổng TTĐN trong

năm của tỉnh Thái Nguyên tính được theo công thức (2.2) sẽ là :

ΔAΣ = AN - AG = 1700,3.106 – 1599,95.106 = 100,35.106 (kWh)

Nếu có đầy đủ số liệu ta hoàn toàn có thể xác định TTĐN một cách chính xác.

Từ đó ta có một số nhận xét về cách xác định tổng TTĐN trong lưới điện bằng các

thông số đo lường như sau:

Kết quả xác định TTĐN phụ thuộc vào độ chính xác của số liệu đo và thống

kê, yêu cầu các số liệu từ thiết bị đo lường phải được đồng bộ tuyệt đối về thời gian

ghi lại dữ liệu. Đối với HTĐ Việt Nam, ta thường gặp khó khăn trong khâu thu thập

số liệu, nhất là đối với LPP trung áp.

2.2 Một số phương pháp gần đúng tính toán TTĐN cho lưới điện

2.2.1 Phương pháp Phương sai dòng điện σ2.

Như ta đã biết biểu thức giải tích tính TTĐN thực tế là:

∆A=3R (kWh) (2-3)

Do khi tính toán gặp nhiều khó khăn cho nên một số nước trên thế giới

đã biến đổi từ công thức (2.3) sang những công thức đơn giản hơn, và chủ yếu là sử

dụng công thức kinh nghiệm do thống kê tính toán.

Ta thấy trong công thức (2.3) nếu ta coi trên lưới điện truyền tải liên tục một

dòng Itbbp và gây ra tổn thất năng lượng bằng tổn thất thực tế do truyển tải một dòng

điện i gây ra thì ta có thể dựa vào dòng điện trung bình bình phương để tính tổn thất

điện năng. Khi đó có thể viết lại công thức (2.3) thành

tbbp.t.10-3 (kWh)

(2-4) ∆A=3RđtI2

* Xác định I2

tbbp

tbbp, ta có:

2 = (

2 =

Để xác định được TTĐN, ta phải xác định được giá trị I2

2 + Aq

Ap )2  itb ( Ap

(2-5) Vậy itb =

Ap, Aq - Năng lượng tác dụng và phản kháng, xác định dựa vào các chi số của

công tơ đo đếm năng lượng tiêu thụ.

Theo lí thuyết xác suất thống kê, phương sai của dòng điện

D(i) = - + (2-6)

Vì itb là một giá trị trung bình không đổi vậy ta có thể viết:

D(i) = - +

2 =

Ta có và = t itb =

itbbp (theo định nghĩa về itbbp)

Thay vào ta có:

tbbp – 2i2

tb + i2

tb = i2

tbbp – i2

D(i) = i2

tbbp = i2

tb + D(i) = i2

tb + σ2

i2 (2.7)

(2.8) imin = itb - 3σ ≤ i ≤ itb + 3σ = imax

Vậy từ biểu thức ta có thể tính σ theo imax hoặc imin nhưng trong quá trình tìm

hiểu và khảo sát thông kê với một số lưới đơn giản thì tác giả thấy rằng để tăng sự

chính xác khi tính σ nên kết hợp cả dòng imax và imin . Công thức tính σ gần đúng

như sau:

 D(i) = σ2 = (2.9) imax - imin = 6σ 

tbbp.

Sau khi tính được σ2, thay vào trong biểu thức 2.8 ta tính được I2

tbbp ta tính lần lượt cho từng

Đối với sơ đồ thực tế có nhiều nhánh khi tính I2

nhánh, giả sử ta có sơ đồ lưới điện phân phối như hình vẽ.

Hình: 2.2: sơ đồ lưới điện phân phối đơn giản

Từ hình vẽ ta có: = ; = I5 = Ii ; I6 = ig;

tbbp5 = I2

5 +

tbbp6 = I2

6 +

I2 ; I2

Cuối đoạn trục 4 là nút d do 3 dòng id, I5, I6 nên dòng trên đoạn này:

tbbp4 = I2

4 +

I2 = + + (2 - 10) ; I4 = id + I5 + I 6 ;

Vậy (2 - 10) có thể viết là:

tbbp4 = (I5 + I6 + id )2

I2 + + ;

= + + Tương tự: I2 = I4 + I3 + ib ;

= + I1 = I2 + ia ;

tbbp2 = (I4 + I3 + ib)2

I2 + +

tbbp4 = (I2 + ia)2

I2 +

Sau khi xác định được Itbbp ta tính điện trở ta có:

; ( )

Tổng trở đẳng trị toàn mạng:

Rđt = Rđtd + Rđtb

(2.11)

Ta tính được tổn thất toàn mạng:

tbbpRđt.10-3 +

ΔA = (3I2 )t (kWh) (2-12)

Trong đó: b - hệ số nhiệt của đường dây (b = 1,04 ÷ 1,11)

m - số trạm biến áp tiêu thụ.

n - số đoạn đường dây, bao gồm các đoạn đường trục và nhánh.

ΔPkj - tổn thất công suất ngắn mạch trong máy biến áp thứ j có Snj

Un – điện áp định mức của mạng phân phối.

Để có thể có những kết luận về mức độ chính xác của phương pháp ta tiến

hành so sánh kết quả tính toán của phương pháp so với kết quả tính toán bằng giải

tích được xét trong một mạng điện cụ thể như ví dụ hình 2.3 ta có :

Hình 2.3 Sơ đồ luới phân phối 10 kV

Đường dây phân phối có điện áp định mức Un = 10kV. Sơ đồ gồm có 4 máy

biến áp có công suất định mức:

S1 = S4 = 560kVA-10/0,4kV; S2 = S3 = 320kVA-10/0,4kV;

Thông số của các máy biến áp do Việt Nam sản xuất được cho trong bảng sau

Công suất Sn ΔP0(kW) ΔPk(kW) Uk% I0%

560 kVA 320 kVA 2,5 1,9 9,4 6,2 5,5 5,5 6,9 7

Bảng 2.4 : Thông số của MBA

Điên trở của dây dẫn được cho trong bảng sau (Dtb = 1,25m):

Điện trở riêng

AC35 0,850 0,379 AC70 0,460 0,353 AC 95 0,330 0,343 /km) /km) r0 ( x0 (

Bảng 2.5 : Thông số của đường dây

I (A)

t (h)

Thời gian tính tổn thất t = 24 h. Đồ thị phụ tải thanh cái A trên hình vẽ

Hình 2.4. Đồ thị phụ tải trạm 1 và trạm 4

Hình 2.5. Đồ thị phụ tải trạm 2 và trạm 3

Các phụ tải có Cos = 0,8;

Đoạn A1 :RA1 = 1 ; XA1 = 1,03 ; Đoạn l2: R12=2,55 ; X12= 1,14

Đoạn 13 :R13=0,92 ;X13=0,706 ; Đoạn 34:R34=3,4 ;X34= 1,516 Bảng giá trị dòng điện tương ứng với ĐTPT

Dòng điện IA1 Dòng điện I12 Dòng điện I13 Dòng điện I34 Thời

I2 I2 I2 I2 IA1 I12 I13 I34 gian(h)

0-4 4-8 8 - 12 35 50 65 1225 2500 4225 7,5 10 12,5 56,25 100 156,25 17,5 25 32,5 306,25 625 1056,25 10 15 20 100 225 400

12- 16 16-20 20-24 55 50 35 3025 2500 1225 15 7,5 10 225 56,25 100 27,5 25 17,5 756,25 625 306,25 12,5 17,5 7,5 156,25 306,25 56,25

Thay số ta có:

ΔAđd = 3.1,07.4 (14700 + 1769,05 + 3381 + 4228,75).10-3 = 309 kWh.

+ (kWh) Tổn thất trong máy biến áp: ΔAba =

Thay số ta có:

ΔAba = 2,5.24.2+ 1,9.24.2 + 2.9,4.4.1,1897 + 2.6,2.4.2,032 = 401,48 (kWh)

Tổng tổn thất:

ΔAΣ = ΔAđd + ΔAba =309 + 401,48 = 710,48 (kWh)

- Năng lượng tiêu thụ của toàn mạng:

AΣ = + ΔApΣ = 16641 (kWh)

ΔA% = 100 = = 4,26%

* Tính theo phương pháp dòng trung bình bình phương:

- Xác định dòng điện trung bình ở đầu nguồn cung cấp A dựa vào giá trị đo

được:

= 48,33 (A) Itb =

(A2)

Dòng trung bình trạm 1,4:

(A) Itb1 = Itb4 =

(A2)

- Dòng trung bình trạm 2, 3:

(A) Itb2 = Itb3 =

 (A2)

- Xác định dòng trung bình:

= 24,1662 + 4,31 + l,56 =589,9 (A2)

=(48,33)2 + 8,68 + 3,12 = 2347,8 (A2)

= Tính Rđt:

[1,07. (2347,8 + 589,9.0,92 +110.2,55 +193,4.3,4) + 02.103.(2.193,4 +

+2.110 )] = 2,79( ).

= 2.(2,5 + l,9) = 8,8 (kW)

(kWh) Vậy: ΔAΣ =

ΔA = (3. 2360,8. 2,79. 10-3 + 8,8). 24 = 685,4 (kWh)

ΔA% = 100 = 100 = 4,12%

Nếu lấy phương pháp giải tích làm chuẩn thì sai số tương đói của phương pháp

giải tích so với phương pháp dòng trung bình bình phương và điện trở đẳng trị là:

.100= 3,5%

Như vậy sự sai khác giữa hai phương pháp là nhỏ ( < 5%), đảm bảo độ chính

xác cho phép.

Nhận xét :

Qua ví dụ ta nhận thấy phương pháp cho ta kết quả tính tổn thất nhanh chóng

nếu ta thu thập được điện năng tiêu thụ của các trạm biến áp và điện năng cung cấp

từ thanh cái trạm trung gian. Tuy nhiên đối với lưới thực tế thì ta cần phải phát triển

và nghiên cứu thêm để phương pháp này phù hợp hơn do tính chất của LĐPP ở Việt

Nam nói chung và LĐPP tỉnh Thái Nguyên nói riêng còn nhiều phức tạp.

Trong quá trình thu thập số liệu, để đảm bảo cho kết quả của tính toán được

chính xác, ta cần phải lấy được số liệu về năng lượng tiêu thụ trong cùng một thời

điểm tính tổn thất.

Đối với lưới điện trong tương lai khi tính toán thiết kế lưới thì số liệu Imin, Itb

gần như không có cho nên việc tính toán thiết kế lưới điện với phương pháp này

gặp nhiều khó khăn và chưa có tính khả thi, vì vậy cần phải nghiên cứu và đề ra các

giải pháp phát triển phương pháp cũng như đơn giản hóa số liệu đầu vào.

2.3.2. Phương pháp hệ số tổn hao điện năng:

Xét đồ thị I2 trên hình 2.5 còn có thể hiểu là sự thay đổi của tổn thất công suất

tác dụng ΔP theo thời gian trên đường dây nối với hộ phụ tải đã cho.

Với khoảng thời gian tính toán tổn thất điện năng thường lấy trong 1 năm nên

có thể coi T=8760h.

tb.

Hình 2.6 : Đồ thị xác định dòng điện trung bình bình phương I2

Ta có :

(2.13)

tb là dòng điện trung bình bình phương trong năm.

I2 (2.14)

Nếu nhân và chia vào công thức tính (2.14) I2 max ta có

(2.15)

Gọi là hệ số tổn thất điện năng (Loss Factor-LsF) (2.16)

Hệ số tổn thất điện năng : là tỷ số giữa tổn hao công suất trung bình (∆Ptb) và

tổn hao công suất khi phụ tải cực đại (∆Pmax) trong một khoảng thời gian xác định.

Ngoài ra ta có hệ số tải LF :

(2.17)

Nếu ta xét trong khoảng thời gian T xác định (ngày, tuần, tháng, năm) thì các

công thức (2.16), (2.17) có thể biểu diễn dưới dạng điện năng như sau:

(2.18)

(2.19)

Trong đó : A, ΔA lần lượt là điện năng tiêu thụ và tổn thất điện năng trong

khoảng thời gian T.

Xét ví dụ trong một mạng điện cụ thể như ví dụ hình vẽ 2.3 ở trên ta có:

= = 2450,25 A2

= = 115,56 A2

= = 612,56 A2

= = 207,36 A2

Mặt khác :

max

Với T = 24h ta có : ΔPmax=3.R.I2

max1 .T = 3.0,58.3.0,33.4225.24 = 173,571 kWh.

ΔAđd1 = 3.LsF1.R1.I2

max2 .T = 3.0,51.3.0,85.225.24 = 21,068 kWh.

ΔAđd2 = 3.LsF2.R2.I2

max3 .T = 3.0,56.2.0,46.1056,25.24 = 39,18 kWh.

ΔAđd3 = 3.LsF3.R3.I2

max4 .T = 3.0,52.4.0,85.400.24 = 51,162 kWh.

ΔAđd4 = 3.LsF4.R4.I2

Tổn thất trong máy biến áp:

+ (kWh) ΔAba =

Thay số ta có:

ΔAba = 401,48 (kWh)

ΔAΣ = ΔAdd + ΔAba = 687,461 (kWh)

Với ΔAΣ= 16641 kWh

ΔA% = 100 = = 4,11%

Nếu lấy phương pháp giải tích làm chuẩn thì sai số tương đối của phương pháp

giải tích so với phương pháp này là:

= 3,24 %

Như vậy phương pháp này cho độ sai khác nhỏ với phương pháp giải tích và

sự sai khác giữa hai phương pháp là đảm bảo ( < 5%).

Nhận xét:

Phương pháp sử dụng hệ số tổn hao LsF thường được ứng dụng tại các quốc

gia phương tây.

Công thức kinh nghiệm để tính LsF = f(LF) (2.20) cũng dựa trên việc đánh

giá và thống kê phụ tải.

2.3.3. Xác định tổn thất điện năng theo cường độ dòng điện thực tế

Tổn thất điện năng trong mạng điện phân phối chủ yếu là tổn thất tỷ lệ với

bình phương dòng điện chạy trong mạng và được xác định theo biểu thức:

(2.21)

∆A - Tổn thất điện năng trong mạng điện 3 pha.

It – Dòng điện chạy trong mạng, A

R - Điện trở của mạng,Ω

T – Thời gian khảo sát, h

Trở lại với ví dụ sơ đồ lưới điện hình 2.3 ta có :

Ta tính được tổn thất trên các đoạn đường dây theo (2.21) ta có :

= 3.0,33.3.(1225.4 + 2500.4 + 4225.4 + 3025.4 + 2500.4 +

+1225.4 ) = 174,636 kWh

= 3.0,85.3.(56,25.4 + 100.4 + 156,25.4 + 225.4 + 56,25.4 + 100.4 ) = 31,229 kWh

= 3.0,46.2.(306,25.4 + 625.4 + 1056,25.4 + 756,25.4 + 625.4 + 306,25.4 )

= 40,572 kWh

= 3.0,85.4.(100.4 + 225.4 + 400.4 + 156,25.4 + 306,25.4 + 56,25.4 )

= 50,745 kWh

ΔAdd = 174,636 + 21,229 + 40,572 + 50,745 = 297,182 kWh

+ (kWh) Tổn thất trong các MBA là : ΔAba =

Thay số vào ta được :

ΔAba = 401,48 (kWh); ΔAΣ = ΔAdd + ΔAba = 698,662 (kWh)

Với AΣ= 16641 kWh

ΔA% = 100 = .100 = 4,21 %

Nếu lấy phương pháp giải tích làm chuẩn thì sai số tương đối của phương pháp

giải tích so với phương pháp này là:

.100 = 1,66 %

Như vậy phương pháp này cho độ sai khác nhỏ và sự sai khác giữa hai phương

pháp vẫn đảm bảo độ lệch cho phép ( < 5%).

Nhận xét :

* Ưu điểm:

Nếu ta xây dựng được đường cong bình phương cường độ dòng điện thực tế

thì phương pháp này cho kết quả chính xác.

*Nhược điểm:

Trong thực tế cường độ dòng điện luôn biến đổi, nó phụ thuộc vào rất nhiều

yếu tố. Vì vậy xác định tổn thất điện năng theo công thức (2.21) là rất phức tạp.

2.3.4. Xác định tổn thất điện năng theo đồ thị phụ tải

Để khắc phục sự phức tạp của việc xác định cường độ dòng điện thực tế, ta có

thể xác định tổn thất điện năng theo đồ thị phụ tải bằng cách biểu diễn sự biến thiên

của bình phương cường độ dòng điện hoặc công suất theo thời gian I2 = f(t) hoặc S2

= f(t). Khi đó tổn thất điện năng ∆A được xác định theo công thức:

(2.22)

Để xác định được tổn thất điện năng thực tế với giả thiết trong khoảng thời

gian ∆t ta coi giá trị dòng điện hay công suất là không đổi và coi điện áp bằng điện

áp định mức đồng thời bằng cách bậc thang hoá đường cong ta xác định được lượng

điện năng tổn thất.

(kWh) (2.23)

Với n là số bậc thang của đồ thị phụ tải.

Phương pháp xác định này tuy đơn giản nhưng đòi hỏi phải có đồ thị phụ tải

mà không phải bao giờ cũng có thể xây dựng được ở tất cả các điểm nút cần thiết.

Xét ví dụ hình 2.4 ở trên ta có :

Từ dữ liệu trên ta xây dựng được đồ thị phụ tải năm theo phương pháp khoảng

thời gian lần lượt như sau:

= 174,222 kWh

= 20,792 kWh

= 40,634 kWh

= 49,521 kWh

+ (kWh) ΔAba =

= 401,48 (kWh)

ΔAΣ = ΔAdd + ΔAba = 686,649 (kWh)

Với AΣ= 16641 kWh

ΔA% = 100 = = 4,14 %

Nếu lấy phương pháp giải tích làm chuẩn thì sai số tương đối của phương pháp

giải tích so với phương pháp này là:

.100 = 3,35 %

Như vậy phương pháp này cho độ sai khác khá nhỏ và sự sai khác giữa hai

phương pháp là đảm bảo độ lệch cho phép ( < 5%).

* Ưu điểm

Công thức tính toán đơn giản

Dựa vào đồ thị phụ tải năm ta có thể xác định tổn thất điện năng trong năm.

* Nhược điểm

Phải xây dựng được đồ thị phụ tải năm, tức là phải khảo sát lưới điện trong

thời gian một năm.

Để tính tổn thất điện năng trong năm cần phải tính với mỗi chế độ của đồ thị

phụ tải năm

Để xác định tổn thất điện năng theo phương pháp này ta phải giả thiết trong

khoảng thời gian Δt ta coi giá trị của dòng điện hay công suất là không đổi, nếu Δt

lớn dẫn đến sai số lớn.

2.3.5. Xác định tổn thất điện năng theo thời gian tổn thất công suất cực đại

Đây là phương pháp đơn giản và sử dụng thuận tiện nhất. Trong các trạng

thái, ta chọn trạng thái có ΔP lớn nhất và tính tổn thất ở trạng thái này, tổn thất

tương đương gây ra bởi dòng điện cực đại chạy trong mạng với thời gian tổn thất

cực đại theo công thức:

max.R.10-3τ = ΔPmax.τ (2.24)

∆A = 3I2

Trong đó: Imax – Dòng điện cực đại chạy trong mạng, A

τ – Là thời gian tổn thất công suất cực đại, tức là nếu mạng điện liên tục

tải Imax hay Pmax thì sẽ gây ra tổn thất năng lượng trong mạng vừa đúng bằng tổn

thất trên thực tế.

Phương pháp này cũng gặp trở ngại là thời gian tổn thất cực đại thay đổi phụ

thuộc vào tính chất phụ tải, hệ số công suất, thời gian sử dụng công suất cực đại v.v

… Vì vậy việc tính toán tổn thất điện năng theo công thức (2.30) cũng mắc sai số

lớn. Giá trị thời gian tổn thất cực đại được xác định theo đồ thị phụ tải như sau:

(h) (2.25)

Và τ không phải bao giờ cũng có thể xác định được một cách dễ dàng, do đó

trong thực tế khi không có đồ thị phụ tải người ta áp dụng một số công thức thực

nghiệm để tính τ một cách gần đúng theo những công thức sau:

τ = (0,124 + Tmax.10-4)2.8760 (h) (2.26)

(h) (2.27)

Trở lại với ví dụ sơ đồ lưới điện hình 2.3

Ta có:

= .65.10.0,85 = 955,825 kW Pmax=

= .35.10.0,85 = 514,625 kW Pmin=

A = 16641 kWh

= = 17,41 h Tmax =

= = 12,98 (h)

Vậy ta tính được tổn thất trên các đoạn đường dây theo (2.21) ta có :

max.R.10-3τ = 186,382 kWh

= 3I2

max.R.10-3τ = 23,314 kWh

3I2

max.R.10-3τ = 42,189 kWh

3I2

max.R.10-3τ = 50,237 kWh

3I2

ΔAdd = 302,122 kWh

+ (kWh) Tổn thất trong các MBA là : ΔAba =

Thay số vào ta được :

ΔAba = 2,5.24.2+ 1,9.24.2 + 2.9,4.4.1,1897 + 2.6,2.4.2,032 = 401,48 (kWh)

ΔAΣ = ΔAdd + ΔAba = 703,602 (kWh)

Với AΣ= 16641 kWh

ΔA% = 100 = .100= 4,23 %

Nếu lấy phương pháp giải tích làm chuẩn thì sai số tương đối của phương

pháp giải tích so với phương pháp này là:

= 0,97 %

Như vậy phương pháp này cho kết quả có độ sai khác rất nhỏ so với phương

pháp giải tích và đảm bảo độ lệch cho phép ( < 5%).

Nhận xét :

* Ưu điểm

- Tính toán đơn giản

- Giá trị Imax hay Pmax xác định được nhờ khảo sát và đo đếm.

- Nếu một đường dây cấp điện cho các trạm tiêu thụ có tính chất giống nhau

thì khối lượng đo đếm không lớn.

- Cho biết tình trạng làm việc của toàn lưới, xác định được phần tử nào làm

việc không kinh tế.

* Nhược điểm:

Việc xác định chính xác giá trị τ rất khó nếu không có đồ thị phụ tải.

Khi không có đồ thị phụ tải ta phải xác định τ theo Tmax thông qua các công

thức thực nghiệm dẫn đến kết quả tính toán có sai số khá lớn.

Trên lưới điện có nhiều phụ tải để xác định được giá trị của τ ứng với nhiều

phụ tải sẽ tốn rất nhiều công sức và thời gian.

2.3.6. Xác định tổn thất điện năng theo dòng điện trung bình bình phương

Trên đồ thị biểu diễn bình phương dòng điện phụ tải với thời gian, ta dựng một

hình chữ nhật có đáy là 8760 h và có diện tích bằng diện tích giới hạn bởi đường

cong i2(t) và các trục toạ độ thì chiều cao của hình chữ nhật gọi là dòng điện trung

bình bình phương kí hiệu là Itbbp.

Theo đồ thị ta có:

Nếu thời gian truyền tải hàng năm là T khi đó:

(2.28)

Với đồ thị phụ tải cho bằng công suất thì tổn thất điện năng xác định theo biểu

thức:

(2.29)

Trong đó: S1, S2, S3 - Là công suất truyền tải ứng với thời gian τ1, τ2, τ3

Stbbp – Là công suất trung bình bình phương.

Nếu đồ thị phụ tải có dạng bậc thang thì dòng điện trung bình bình phương

được xác định như sau :

(2.30)

Với thời gian khảo sát t1 + t2 + … + tn = T

Cũng với ví dụ hình 2.3 ở trên ta có : Thời gian xét T=24h

Ta tính được tổn thất trên các đoạn đường dây theo (2.30) ta có :

= 49,5 A Itbbp1 =

= 10,75 A Itbbp2 =

= 24,75 A Itbbp3 =

= 14,4 A Itbbp4 =

Với thời gian T = 24h

tbbp1.R1.T = 171,654 kWh

= 3I2

tbbp2.R2.T = 21,217 kWh

3I2

tbbp3.R3.T = 41,576 kWh

3I2

tbbp4.R4.T = 50,762 kWh

3I2

ΔAdd = 285,209 kWh

+ = 401,48 (kWh) Tổn thất trong các MBA là : ΔAba =

ΔAΣ = ΔAdd + ΔAba = 686,689 (kWh) ; Với AΣ= 16641 kWh

ΔA% = 100 = .100 = 4,12 %

Nếu lấy phương pháp giải tích làm chuẩn thì sai số tương đối của phương

pháp giải tích so với phương pháp này là:

= 2,32 %

Như vậy phương pháp này cho kết quả có sai số nhỏ và đảm bảo độ sai khác

cho phép ( < 5%).

* Ưu điểm

Phương pháp cho kết quả khá chính xác nếu biết đồ thị phụ tải tại tất cả các

điểm tải

* Nhược điểm

Điện trở dẳng trị của mạng điện thay đổi theo dòng điện nên tính toán theo

dòng cực đại sẽ gây sai số lớn.

Với lưới phức tạp có nhiều điểm nút, việc xác định dòng chạy trong các nhánh

đó lại trở nên phức tạp.

2.4. Nhận xét về các phương pháp tính tổn thất điện năng

Từ nội dung của các phương pháp ta có một số nhận xét về mỗi phương pháp

như sau:

+ Đối với biện pháp sử dụng các thiết bị đo đếm:

Nếu dựa vào các chỉ số công tơ đo điện năng tiêu thụ tại các trạm tiêu thụ đem

so sánh với chỉ số công tơ ở đầu đường dây thì cho ra kết quả có sai số rất lớn do

không thể lấy đồng thời các chỉ số công tơ đặt tại các điểm này. Ngoài ra còn một

số nguyên nhân khác như nhiều điểm tải còn thiếu các thiết bị đo hoặc thiết bị đo

không phù hợp với phụ tải, số chủng loại đồng hồ đo rất đa dạng với nhiều mức sai

số khác nhau,…

Không chỉ ra được các thời điểm cực đại và cực tiểu của phụ tải từ đó không

đưa ra biện pháp giảm tổn thất.

+ Xác định tổn thất điện năng theo dòng điện thực tế : Lại gặp nhiều khó

khăn do dòng điện luôn luôn biến đổi phụ thuộc vào nhiều yếu tố do đó việc xác

định tổn thất điện năng theo phương pháp này là rất phức tạp.

+ Phương pháp điện trở đẳng trị tuy có đơn giản : Dễ tính toán nhưng nếu sử

dụng phương pháp này để tính cho lưới phức tạp thì lại gặp khó khăn trong xác định

điện trở đẳng trị do phụ thuộc vào dòng điện thực tế chạy trong các nhánh dây.

+ Xác định tổn thất điện năng theo đồ thị phụ tải : Phương pháp này tuy có đơn

giản nhưng để xác định được tổn thất điện năng theo phương pháp này ta phải giả thiết

trong khoảng thời gian Δt ta coi giá trị dòng điện hay công suất là không đổi và coi điện

áp bằng điện áp định mức, do đó kết quả tính toán có sai số lớn. Tuy nhiên nếu có đường

cong biểu diễn cường độ dòng điện ta cũng có thể lấy tích phân hàm biểu diễn và kết quả

tính được chính xác.

+ Xác định tổn thất điện năng theo đặc tính xác suất của phụ tải

Ta đã biết phụ tải điện là đại lượng ngẫu nhiên, chịu tác động của nhiều yếu tố

do đó tổn thất điện năng cũng là đại lượng ngẫu nhiên vì vậy khi tính toán ta có thể

sử dụng phương pháp xác suất thống kê để tính. Nhưng trong thực tế để áp dụng

phương pháp này ta phải đánh giá xem phụ tải điện có tuân theo quy luật hàm phân

phối chuẩn hay không, nếu phụ tải điện không tuân theo quy luật hàm phân phối

chuẩn thì sai số của phương pháp sẽ lớn.

+ Tính tổn thất điện năng theo phương pháp thời gian tổn thất công suất

cực đại τ : Phương pháp này có ưu điểm là có thể xác định các thông số tính toán

một cách dễ dàng và khối lượng đo đếm không lớn, đặc biệt tính theo phương pháp

này còn xác định được tình trạng làm việc của các phần tử. Tuy nhiên, khi không có

đồ thị phụ tải thì thời gian tổn thất công suất cực đại phải xác định thông qua Tmax

bằng các công thức thực nghiệm. Vì vậy, kết quả tính được có sai số lớn.

2.5 Lựa chọn phương pháp tính toán tổn thất điện năng cho lưới điện phân

phối tỉnh Thái Nguyên.

Theo phân tích về ưu nhược điểm của các phương pháp ở trên. Ta thấy rằng

các phương pháp trên đều cho ra kết quả gần đúng. Nhưng với điều kiện thực tế là:

thời gian thực tập ngắn, thiết bị do đếm đơn giản ta thấy rằng với lưới điện phân

phối tỉnh Thái Nguyên thì phương pháp tính tổn thất điện năng theo thời gian tổn

thất công suất cực đại là phương pháp phù hợp nhất.

Các bước tiến hành tính toán tổn thất điện năng theo phương pháp thời

gian tổn thất công suất cực đại.

1/ Thu thập đồ thị phụ tải của lộ

* Xây dựng đồ thị phụ tải

Để xác định các giá trị Tmax và τmax của lộ ta xây dựng đồ thị phụ tải tại

đường dây phân phối tỉnh Thái Nguyên.

Sau khi lấy được các số liệu ta tính giá trị trung bình của công suất hay dòng

điện và giá trị tính toán của nó.

Giá trị công suất trung bình được xác định:

Giá trị công suất tính toán được xác định theo công thức (2.31)

n - số lần đo tối thiểu (n = 7)

β - Độ lệch chuẩn phản ánh xác suất phụ tải nhận giá trị ở lân cận kỳ vọng

toán học với độ tin cậy 95% - 97%. Với xác suất 95% ta lấy β = 1,7

Từ các giá trị công suất tính toán hay dòng điện ta xây dựng được đồ thị phụ

tải ngày điển hình và tiến hành xây dựng đồ thị phụ tải năm.

* Xác định thời gian tổn thất công suất cực đại (τ)

Dựa vào đồ thị phụ tải xây dựng được ở đầu đường dây ta tính được:

hoặc (2.32)

hoặc (2.33)

2/ Xác định tổn thất công suất trong mạng

a. Thu thập điện năng tại các trạm tiêu thụ

Để thu thập điện năng tiêu thụ tại các trạm ta ghi lại các chỉ số công tơ ở các

trạm tiêu thụ được đo đếm hàng tháng.

b. Xác định điện trở đường dây

Điện trở của các đoạn dây dẫn được tính theo công thức

(2.34) R = r0.l (Ω)

Trong đó: l - chiều dài đoạn dây dẫn

r0 - điện trở đơn vị của dây dẫn

c. Xác định công suất cực đại của các trạm tiêu thụ

* Xác định hệ số Kmax

Tại trạm khảo sát ta tiến hành đo đếm các giá trị công suất trong từng giờ,

tiến hành đo trong nhiều ngày, sau đó xác định công suất tính toán của trạm.

Từ các giá trị trên ta xây dựng đồ thị phụ tải cho các trạm điển hình. Dựa vào

đồ thị phụ tải ta xác định được công suất cực đại của trạm khảo sát.

Sau khi xác định được công suất cực đại tại các trạm điển hình, ta tính được

hệ số cực đại Kmax theo công thức:

(2.35)

Với Ptb là công suất trung bình của trạm tiêu thụ được xác định thông qua

điện năng tiêu thụ tại trạm đó (kW) (2.36)

* Xác định công suất cực đại tại các trạm tiêu thụ còn lại.

Để xác định công suất cực đại ở các trạm có tính chất tương tự ta sử dụng hệ

số cực đại đã xác định ở trên để tính. Công suất cực đại ở các trạm được tính theo

(2.37) công thức: Pmax = Kmax. Ptb

d. Xác định tổn thất công suất tác dụng trong máy biến áp tại các trạm tiêu thụ

và dòng điện cực đại (Imax) tại các trạm tiêu thụ

* Xác định hệ số cosφ tại các trạm tiêu thụ

Để xác định hệ số cosφ tại các trạm tiêu thụ ta tiến hành đo điện năng trong

khoảng thời gian rất ngắn. Áp dụng công thức

(2.38)

Ta tính được hệ số công suất (2.39)

* Tổn thất công suất tác dụng trong máy biến áp được xác định theo công thức:

kW (2.40)

Trong đó:

ΔPBA - Tổn thất công suất tác dụng trong máy biến áp, kW

ΔP0 - Tổn thất công suất không tải của máy biến áp, kW

ΔPk - Tổn thất ngắn mạch, kW

Spt – Công suất phụ tải, kVA

Công suất của phụ tải được tính theo công thức : (2.41)

cosφ - hệ số công suất của phụ tải

Sdm – Công suất định mức của máy biến áp, kVA

* Công suất tính toán của các trạm tiêu thụ khi xét đến tổn thất trong máy biến áp

được xác định theo biểu thức Ptt = Pmax + ∆PBA

Vậy dòng điện cực đại tại các trạm tiêu thụ được xác định theo công thức

sau: (2.42)

e. Tổng hợp phụ tải

Sau khi xác định được công suất cực đại hoặc dòng điện cực đại tại các trạm

tiêu thụ ta tiến hành tổng hợp phụ tải.

Để tổng hợp phụ tải ta sử dụng phương pháp hệ số đồng thời

Đối với lưới điện phân phối 6 – 35 KV khi xác định công suất tính toán tại một

điểm nút của lưới điện có sự tham gia của các trạm biến áp thì hệ số đồng thời có

thể xét theo bảng dưới đây

Số lượng trạm 3 4 - 6 7 - 15 16 - 25 ≥ 26 2

0,85 0,8 0,75 0,65 0,6 0,9 Kdt

Khi đó công suất tính toán tại một nút Ptt = Kđt.ΣPtti

Áp dụng để tổng hợp phụ tải cho một lộ ta tổng hợp cho cho cả lộ

f. Xác định tổn thất điện năng

Như đã trình bày ở trên do không thể xây dựng được đồ thị phụ tải của tất cả

các trạm tiêu thụ nên ta sẽ xác định tổn thất điện năng toàn mạng với τmax không đổi

được xác định tại đầu đường dây

+ Nếu đường dây có một phụ tải, tổn thất điện năng được xác định theo công thức:

kWh (2.43)

Trong đó: Imax - là dòng điện cực đại chạy trong mạng (A)

R - điện trở các đoạn dây dẫn (Ω)

+ Nếu đường dây có nhiều phụ tải thì tổn thất điện năng của cả mạng bằng tổn thất

điện năng của các đoạn cộng lại.

kWh (2.44)

CHƯƠNG III

ỨNG DỤNG TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH THÁI NGUYÊN

3.1. Đánh giá hiện trạng tổn thất điện năng lưới điện phân phối tỉnh Thái Nguyên

3.1.1. Hiện trạng

Theo báo cáo mới nhất về TTĐN trên địa bàn tỉnh Thái Nguyên do Công ty

ĐL Thái Nguyên lập và phê duyệt trong năm 2013, lưới điện phân phối trên địa bàn

tỉnh Thái Nguyên có tổn thất khá lớn vào khoảng 52.640.675 kWh chiếm khoảng

3,4 % tổn thất của toàn công ty, trong khi tổn thất của toàn công ty là 4,55% nếu

không tính ảnh hưởng của tiếp nhận lưới điện nông thôn . TTĐN của LĐPP tăng

khoảng 0,49 % so với năm 2012. Có thể nhận thấy phần lớn TTĐN của Công ty ĐL

Thái Nguyên thuộc LĐPP trên địa bàn tỉnh.

3.1.2. Nguyên nhân

Nguyên nhân phi kỹ thuật như: Đặc thù địa hình, thời tiết, khí hậu của khu

vực tỉnh Thái Nguyên. Chất lượng điện năng nhận từ lưới điện Trung Quốc chưa

cao thường xuyên gây sụt áp và gây mất điện trên diện rộng. Công tác quản lý vận

hành LĐPP còn nhiều tồn tại và chưa thực sự sát sao, chưa thường xuyên kiểm tra

đo đếm để có các biện pháp phòng ngừa quá tải và giảm TTĐN phù hợp, còn

thường xuyên xảy ra tình trạng ăn cắp điện gây thất thoát điện năng sử dụng và

giảm hiệu quả kinh tế…..

Nguyên nhân kỹ thuật: Nhiều thiết bị trên LĐPP thường xuyên hỏng hóc và

công tác bảo dưỡng sữa chữa chưa kịp thời do hạn chế về nhân lực. Một số SVC

trên địa bàn tỉnh thường xuyên hư hỏng gây ảnh hưởng tới công tác giảm TTĐN

của LĐPP. Thành phần phụ tải có biến động trái chiều và hiệu quả sử dụng điện

năng phía phụ tải chưa cao. Hiệu quả của công tác giảm tổn thất còn thấp và nhiều

tồn tại chưa được khắc phục. Còn nhiều đường dây cũ nát và tiết diện dây dẫn

không đảm bảo gây tổn thất lớn cần có các biện pháp cải tạo và nâng cấp kịp thời

như: Đường dây 971-TG Phú Bình, 972 –TG Phú Bình, 376-E6.3, 471-E6.6,….

3.1.3. Nhận định những đường dây có tổn thất kỹ thuật lớn

Theo báo cáo mới nhất của Công ty điện lực Thái Nguyên năm 2013, những

đường dây có tổn thất cao của LĐPP trên địa bàn tỉnh như:

 Lưới điện 10 kV:

+ Đường dây 971-TG Phú Bình có tổn thất lớn nhất 22,86 % trong đó tổn

thất kỹ thuật trung thế là 10,71%. Còn lại là tổn thất phía hạ áp.

+ Đường dây 972-TG Phú Bình có tổn thất là 20,27 % trong đó tổn thất trung

thế là 9,52 %. Còn lại là tổn thất phía hạ áp.

+ Đường dây 973-TG Phố Cò có tổn thất là 10,79 % trong đó tổn thất trung

thế là 6,11 %. Còn lại là tổn thất phía hạ áp.

 Lưới điện 22 kV:

+ Đường dây 471 - E6.6 có tổn thất 17,75 % tổn thất trung thế khoảng 7,82%

còn lại là các loại tổn thất khác.

+ Đường dây 471 - E6.7 có tổn thất 15,23 % tổn thất trung thế khoảng 7,16%

còn lại là các loại tổn thất khác.

+ Đường dây 473 - E6.3 có tổn thất 13,7 % tổn thất trung thế khoảng 6,37%

còn lại là các loại tổn thất khác.

 Lưới điện 35 kV:

+ Đường dây 376 - E6.3 có tổn thất điện năng khoảng 11,57 %. Tổn thất

trung thế 5,52 %. Còn lại là tổn thất phía hạ thế và các loại khác.

+ Đường dây 371- E6.8 có tổn thất điện năng khoảng 9,66 %. Tổn thất trung

thế 4,16 %. Còn lại là tổn thất phía hạ thế và các loại khác.

+ Đường dây 373 - E6.7 có tổn thất điện năng khoảng 7,1 %. Tổn thất trung

thế 3,18 %. Còn lại là tổn thất phía hạ thế và các loại khác.

Như vậy phần lớn tổn thất điện năng nằm trong lưới điện phân phối của tỉnh.

Trong đó, theo báo cáo với số liệu thực tế đường dây 971-TG Phú Bình thuộc Điện

lưc Phú Bình trực tiếp quản lý có tổn thất điện năng cao nhất khoảng 22,86 % với

tổn thất kỹ thuật trung áp chiếm khoảng 12,76 % (gồm tổn thất trên đường dây và

trong TBA trung áp).

Mặt khác, theo báo cáo mới nhất của công ty Điện Lực Thái Nguyên năm

2013 đường dây 971 – TG Phú Bình cũng là đường dây có chất lượng điện năng

thấp nhât của LĐPP Tỉnh Thái Nguyên. Với tổn thất điện áp tính toán rất cao và độ

lệch điện áp vượt qua giới hạn cho phép theo tiêu chuẩn.

Vì vậy ta lựa chọn đường dây 971-TG Phú Bình làm đường dây điển hình về

tổn thất điện năng và tổn thất điện áp trên địa bàn tỉnh để tính toán tổn thất điện

năng và đưa ra những đánh giá và cùng đề ra những biện pháp cải tạo nhằm giảm

tổn thất điện năng trên đường dây này cũng như giảm tổn thất điện năng của LĐPP

tỉnh Thái Nguyên.

Dưới đây ta sẽ áp dụng phương pháp tính toán đã lựa chọn ở trên để tính

toán cho đường dây 971-TG Phú Bình, qua đó đưa ra những biện pháp cải tạo kỹ

thuật phù hợp nhằm giảm tổn thất điện năng trên đường dây.

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

3.2. Ứng dụng tính toán tổn thất điện năng của lộ đường dây 971-TG Phú Bình

Qua quá trình đo đếm thực tế và thu thập số liệu vận hành lưu tại Công ty ĐL

Thái Nguyên và ĐL Phú Bình, chúng tôi đã ghi nhận số liệu điển hình của một số

ngày được hiển thị trên công tơ đo đếm đặt ở đầu nguồn. Sau đó tổng hợp được

bảng giá trị dưới đây.

3.2.1. Xây dựng đồ thị phụ tải mùa đông

Bảng 3.1: Công suất đo ngày điển hình mùa đông lộ 971 TG Phú Bình

Công Suất Các Ngày Đo (kW) Giờ

P đo 12/1 13/1 14/1 15/1 16/1 17/1 18/1

2180 2193 2169 2143 2164 2155 2191 2170,7 2191 2195 2194 2181 2171 2200 2171 2186,1 2293 2212 2222 2174 2192 2188 2182 2209,0 2572 2568 2557 2578 2581 2592 2525 2567,6 2591 2582 2574 2552 2599 2549 2567 2573,4 2773 2759 2766 2779 2769 2801 2836 2783,3 3191 3165 3206 3173 3212 3207 3218 3196,0 3968 3959 3944 3962 3973 3954 3971 3961,6 3766 3775 3772 3767 3753 3761 3768 3766,0 3676 3672 3652 3671 3673 3681 3678 3671,9 3666 3675 3672 3667 3653 3661 3668 3666,0 3627 3623 3604 3611 3688 3617 3612 3626,0 3696 3704 3692 3707 3683 3681 3708 3695,9 3606 3592 3615 3607 3559 3588 3603 3595,7 3782 3791 3784 3796 3799 3828 3781 3794,4 3886 3925 3905 3934 3813 3894 3914 3895,9 4214 4203 4224 4194 4103 4223 4196 4193,9 4606 4612 4631 4622 4649 4658 4588 4623,7 4382 4447 4443 4437 4463 4441 4452 4437,9 4016 3992 4024 4033 4052 4041 3991 4021,3 3681 3703 3714 3732 3749 3758 3687 3717,7 2606 2612 2635 2627 2649 2658 2588 2625,0 2426 2424 2411 2533 2630 2438 2503 2480,7 2181 2203 2182 2187 2171 2179 2183 2183,7 5,4 7,0 8,4 15,2 9,1 13,6 12,4 5,8 10,3 8,8 10,5 5,7 14,5 7,2 7,7 12,7 9,5 4,5 10,5 16,8 17,9 8,5 9,9 16,0 3,4 2174,14 4,5 2190,61 5,4 2214,35 9,7 2577,29 5,8 2579,23 8,7 2791,99 7,9 3203,94 3,7 3965,27 6,6 3772,61 5,7 3677,51 6,7 3672,70 3,7 3629,67 9,3 3705,12 4,6 3600,30 4,9 3799,36 8,1 3903,97 6,1 4199,94 2,9 4626,58 6,7 4444,58 10,8 4032,04 11,5 3729,18 5,4 2630,43 6,3 2487,02 10,3 2193,94

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

Hình 3.1 : Đồ thị phụ tải ngày mùa đông lộ 971-TG Phú Bình

Tính toán các thông số của đồ thị phụ tải mùa đông:

Phụ tải trung bình: P = = 3325,074 ( kW )

Thời gian sử dụng công suất cực đại: T = = 17,95 ( h )

Thời gian tổn thất công suất cực đại: = = 14,13 ( h )

Hệ số điền kín của đồ thị: k = = 0,75

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

3.2.2. Xây dựng đồ thị phụ tải mùa hè

Số liệu tháng 7 thu thập thông qua sổ nhật ký vận hành của trạm. Qua quá

trình đo đếm và thu thập số liệu ta có bảng số liệu sau:

Bảng 3.2: Công suất đo ngày điển hình mùa hè lộ 971 –TG Phú Bình

Giờ P 15/7 16/7 17/7 18/7 19/7 20/7 21/7 Ptt đo

2420 2433 2409 2383 2404 2395 2431 2410,6 8,37 2415,97 5836909,89 1

2431 2435 2434 2421 2411 2440 2411 2426,0 7,37 2430,76 5908586,07 2

2533 2452 2462 2414 2432 2428 2422 2448,9 18,50 2460,74 6055234,83 3

2712 2708 2697 2718 2721 2732 2665 2707,5 17,50 2718,67 7391167,13 4

2731 2722 2714 2692 2739 2689 2707 2713,3 10,35 2719,95 7398134,78 5

2947 2933 2940 2953 2943 2975 3010 2957,2 10,25 2963,74 8783780,81 6

3565 3539 3580 3547 3586 3581 3592 3569,9 20,95 3583,31 12840086,73 7

4231 4222 4207 4225 4236 4217 4234 4224,5 21,17 4238,02 17960804,23 8

3944 3953 3950 3945 3931 3939 3946 3943,9 16,92 3954,73 15639869,40 9

3816 3812 3792 3811 3813 3821 3818 3811,8 18,67 3823,70 14620717,01 10

3859 3868 3865 3860 3846 3854 3861 3858,9 29,92 3878,05 15039252,22 11

3620 3616 3597 3604 3681 3610 3605 3618,9 46,93 3648,93 13314718,43 12

3703 3711 3699 3714 3690 3688 3715 3702,8 31,06 3722,63 13858005,52 13

3813 3799 3822 3814 3766 3795 3810 3802,6 77,33 3852,10 14838706,47 14

3989 3998 3991 4003 4006 4035 3988 4001,3 69,34 4045,70 16367727,71 15

4093 4132 4112 4141 4020 4101 4121 4102,8 24,08 4118,17 16959299,59 16

4486 4475 4496 4466 4375 4495 4468 4465,8 26,65 4482,81 20095601,80 17

4923 4929 4948 4939 4966 4975 4905 4940,6 23,63 4955,74 24559320,90 18

4799 4864 4860 4854 4880 4858 4869 4854,8 15,70 4864,80 23666316,19 19

4435 4411 4443 4452 4471 4460 4410 4440,2 11,04 4447,25 19778032,47 20

4221 4243 4254 4272 4289 4298 4227 4257,6 39,26 4282,74 18341856,43 21

3546 3552 3575 3567 3589 3598 3528 3564,9 42,07 3591,82 12901195,88 22

3066 3064 3051 3173 3270 3078 3143 3120,6 11,50 3127,97 9784214,84 23

2521 2543 2522 2527 2511 2519 2523 2523,6 10,70 2530,46 6403232,67 24

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

Hình 3.2 : Đồ thị phụ tải ngày mùa hè lộ 971-TG Phú Bình

Tính toán các thông số của đồ thị phụ tải mùa hè:

Phụ tải trung bình: P = = 3619,12 ( kW )

Thời gian sử dụng công suất cực đại: T = = 17,53 ( h )

Thời gian tổn thất công suất cực đại: = = 13,37 ( h )

Hệ số điền kín của đồ thị: k = = 0,73

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

3.2.3. Xây dựng đồ thị phụ tải năm

Đồ thị phụ tải năm được xác định trên cơ sở đồ thị phụ tải điển hình ngày,

đêm, mùa hè, mùa đông bằng phương pháp cộng đồ thị theo khoảng thời gian. Tùy

theo đặc điểm của tổng vùng mà chọn số ngày mùa hè, mùa đông cho thích hợp.

Đối với vùng đồng bằng bắc bộ thường lấy mùa hè là 190 ngày và mùa đông là 175

ngày.

Cách xây dựng:

Kẻ đường thẳng đi qua điểm cao nhất của đồ thị phụ tải ngày đêm và xác

định thời gian tác động của phụ tải này trong năm tức là ứng với phụ tải P1 ta sẽ có

thời gian t1 = t1h + t1đ, tiếp theo ta kẻ đường thẳng đi qua bậc thang thứ 2 và xác

định P2 ứng với thời gian t2, tiếp tục cho đến Pn. Ta thiết lập được bảng tác động của

phụ tải trong năm và căn cứ vào đó để xây dựng đồ thị phụ tải năm.

Công suất Thời gian tác động

h + 175. t1

P1 t1 = 190. t1

h + 175. t2

P2 t2 = 190. t2

… ……………………..

h + 175. tn

Pn Pn = 190. tn

Bảng 3.3: Số liệu công suất tiêu thụ trong năm

TT

T(h) 175

P(kW) 2174,14

T(h) 175

47

175

3672,70

190

4955,74

24

48

Tính toán các thông số của đồ thị phụ tải năm:

-Phụ tải trung bình: P = = 3478,14 ( kW )

- Thời gian sử dụng công suất cực đại: T = = 5456 ( h )

- Thời gian tổn thất công suất cực đại: = = 4630,7 ( h )

- Hệ số điền kín của đồ thị: k = = 0,7

P (kW)

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

P (kW)

t (h)

8760

Hình 3.3 : Đồ thị phụ tải năm lộ 971-TG Phú Bình

3.2.4. Tính toán hệ số cos của lộ:

Hệ số cos được xác định theo công thức: cos = (3.1)

Trong đó A ,A là điện năng tiêu thụ và phản kháng. Ta thu được bằng cách

đặt các đồng hồ đo ở đầu lộ, Thống kê số liệu đo trong vòng 7 ngày ta tính được kết

quả sau:

Bảng 3.4: Điện năng đo được trong các ngày điển hình.

1.1.1.1 Ngày Đo cos Ap(kWh) Aq(kVArh)

20/02/2013 72852 48952 0.85

21/02/2013 65032 36855 0.87

22/02/2013 72555 42118 0.86

23/02/2013 61835 43833 0.83

24/02/2013 63144 42787 0.84

25/02/2013 62893 32318 0.86

26/02/2013 65154 41064 0.83

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

cos = = 0.85

3.2.5. Tổn thất trong máy biến áp tiêu thụ lộ 971-TG Phú Bình

3.2.5.1. Thông số các máy biến áp của lộ:

Thông số máy biến áp của lộ 971 TG Phú Bình được cho trong bảng 3.5

Bảng 3.5: Thông số máy biến áp lộ 971- TG Phú Bình

STT

Tên trạm biến áp 1. Phương Độ 2. Tân Sơn 1 3. Tân Sơn 2 4. Nghiền 5. Đoàn Kết 6. Quyết Tiến 7. Huyện 1 8. B. Điện 9. Chợ Huyện 10. Huyện 2 11. NM TNG 12. Đình Cả 13. Mai Sơn 14. Kha Sơn 15. Tân Thành 16. Kim Sơn 17. Trại Điện 18. X.Soi 19. Nước sạch 20. Đồng Sước 21. Làng Bung 22. X.Giản 23. L.Ngò 24. X. Hân 25. Giếng Mật 26. Làng Vầu 27. L.Nguyễn 28. Lương Phú 2 29. Lương Phú 1 30. Thanh Lương Cấp điện áp 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 ∆Po (kW) 1,2 1,2 1,2 1,2 0,73 1,2 1,2 0,3 1,55 1,55 3,8 1,2 0,73 1,55 1,2 1,2 1,2 1,2 0,73 0,73 0,73 0,73 1,2 1,2 1,55 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 ∆Pk (kW) 4,1 4,1 4,1 4,1 2,4 4,1 5,8 1,4 5,15 5,15 7,6 4,1 2,4 5,15 4,1 4,1 4,1 4,1 2,4 2,4 2,4 2,4 4,1 4,1 5,15 4,1 4,1 4,1 4,1 4,1 Io (%) 7 7 7 7 7,5 7 7 5 7 7 8,5 7 7,5 7 7 7 7 7 7,5 7,5 7,5 7,5 7 7 7 7 7 7 7 7 Uk (%) 5,6 5,6 5,6 5,5 5,6 5,5 5,5 5 5,5 5,5 5,6 5,6 5,6 5,5 5,5 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,5 5,5 5,5 5,6 5,6 5,6 5,5 Công suất (kVA) 180 180 180 160 100 160 320 50 250 250 1000 180 100 250 160 180 180 180 100 100 100 100 180 160 250 160 180 180 180 160

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

Vân Đình Bình Định Thanh Ninh X. Trại Đồi Trong Đồi Thông Phú Thanh

31. 32. 33. 34. 35. 36. 37. 38. X. Quyết Tiến 39. Nam Hương 40. 41. 42. 43. 44. 45. X. Giàng Núi Đảng Tiến Bộ X. Núi Phẩm An Thành 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 100 100 250 180 100 100 250 180 180 100 180 100 100 180 180 2,4 2,4 5,15 4,1 2,4 2,4 5,15 4,1 4,1 2,4 4,1 2,4 2,4 4,1 4,1 7,5 7,5 7 7 7,5 7,5 7 7 7 7,5 7 7,5 7,5 7 7 5,6 5,6 5,5 5,6 5,6 5,6 5,5 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 0,73 0,73 1,55 1,2 0,73 0,73 1,55 1,2 1,2 0,73 1,2 0,73 0,73 1,2 1,2

3.2.5.2. Công suất tính toán của các trạm:

Dựa vào lượng điện năng tiêu thụ trong năm 2013 thống kê được tại các trạm

và thời gian tổn thất công suất cực đại cả năm của toàn lộ ta tính được công suất tải

cực đại của các trạm theo công thức: P = ( kW ) (3.2)

(3.3) Qt= Pt.tg (kVAR)

= 0.85. Với Tmax= 5456 (h), cos

Ví dụ tính cho trạm Phương Độ ta có:

= = 162 (kW). Ptmax=

Qtmax= Ptmax.tg = 162.tan(acos0.85) = 101,96 (kVAR).

Tính toán cho các trạm ta thu được số kết quả cho trong Bảng 6:

Bảng 3.6: Công suất tính toán của các trạm lộ 971- TG Phú Bình

STT Kmt Tên trạm biến áp Cấp điện áp SnBA (kVA) Atải (kWh) Ptải (kW) Qtải (kVAr) Stải (kVA)

1. 2. 3. Phương Độ Tân Sơn 1 Tân Sơn 2 10/0.4 10/0.4 10/0.4 180 180 180 883.000 830.208 950.240 162 101,96 191,28 1,06 152 108,04 186,62 1,04 174 123,66 213,60 1,19

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

121 81 124 86,03 57,63 88,16

42 51,71 29,94

90,96 52,66

77,51

54,79 57,63 51,95 56,92 94,64 99,54 89,73 98,31

79,64

81,77

86,03 56,92 51,24

53,37 59,05

4. Nghiền 5. Đoàn Kết 6. Quyết Tiến 7. Huyện 1 8. B. Điện 9. Chợ Huyện 10. Huyện 2 11. NM TNG 12. Đình Cả 13. Mai Sơn 14. Kha Sơn 15. Tân Thành 16. Kim Sơn 17. Trại Điện 18. X.Soi 19. Nước sạch 20. Đồng Sước 21. Làng Bung 22. X.Giản 23. L.Ngò 24. X. Hân 25. Giếng Mật 26. Làng Vầu 27. L.Nguyễn 28. Lương Phú 2 29. Lương Phú 1 30. Thanh Lương 31. 32. 33. 34. 35. 36. 37. Vân Đình Bình Định Thanh Ninh X. Trại Đồi Trong Đồi Thông Phú Thanh 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 148,60 0,93 661.072 160 1,00 99,54 442.832 100 677.440 152,28 0,95 160 1.277.600 234 166,26 287,18 0,90 320 230.048 1,03 50 1.163.024 213 151,35 261,43 1,05 250 1.124.832 206 146,38 252,84 1,01 250 1000 4.218.384 773 548,95 948,22 0,95 895.680 164 116,56 201,33 1,12 180 0,91 404.640 74 100 1.152.112 211 149,93 258,98 1,04 250 133,88 0,84 595.600 160 109 153 108,75 187,84 1,04 835.664 180 144 102,36 176,81 0,98 786.560 180 154 109,46 189,07 1,05 841.120 180 0,95 77 421.008 100 1,00 81 442.832 100 0,90 73 399.184 100 80 437.376 100 0,98 164 116,56 201,33 1,12 895.680 180 611.968 160 137,56 0,86 112 1.233.952 226 160,58 277,37 1,11 250 141,24 0,88 115 628.336 160 161 114,43 197,65 1,10 879.312 180 170 120,82 208,69 1,16 928.416 180 157 111,59 192,75 1,07 857.488 180 148,60 0,93 121 661.072 160 0,98 98,31 80 437.376 100 393.728 100 0,89 88,50 72 1.173.936 215 152,77 263,88 1,06 250 151 107,33 185,39 1,03 824.752 180 92,18 75 410.096 100 0,92 101,99 1,02 83 453.744 100 1.086.640 199 141,41 244,26 0,98 250

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

95,86 55,50

63,31 58,34

38. X.Quyết Tiến 39. Nam Hương 40. 41. 42. 43. 44. 45. X. Giàng Núi Đảng Tiến Bộ X. Núi Phẩm An Thành 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 180 180 100 180 100 100 180 180 922.960 813.840 426.464 868.400 486.480 448.288 830.208 884.768 169 120,11 207,47 1,15 149 105,91 182,94 1,02 78 0,96 159 113,01 195,20 1,08 109,35 1,09 89 82 100,77 1,01 152 108,04 186,62 1,04 162 115,14 198,88 1,10

3.2.5.3. Tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong máy biến áp:

Tổn thất công suất trong máy biến áp được xác định theo công thức:

(3.4)

Xét cho trạm Phương Độ ta có:

= 1,2 +4,1.(

) + J( ∆Sba

= 5,830 + j23,983 (kVA)

Tổn thất điện năng trong máy biến áp được xác định theo công thức:

= .T + = .T + (3.5)

Xét cho trạm Phương Độ ta có:

)2.4630,7 = 31.951,94 (kWh) ∆AB = 1,2.8760 + 4,1.(

Tổn thất công suất của máy biến áp được thể hiện trong bảng 3.7

Bảng 3.7: Tổn thất công suất của các trạm biến áp lộ 971-TG Phú Bình

STT ∆ABA (kWh)

1 2 3 4 Tên trạm biến áp Phương Độ Tân Sơn 1 Tân Sơn 2 Nghiền Cấp điện áp 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 Công suất (kVA) 180 180 180 160 ∆PBA (kW) 5,83 5,607 6,973 4,736 ∆QBA (kVAR) 23,983 31.951,94 23,435 30.919,38 26,794 37.246,99 26.888,31 18,79

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 Đoàn Kết Quyết Tiến Huyện 1 B. Điện Chợ Huyện Huyện 2 NM TNG Đình Cả Mai Sơn Kha Sơn Tân Thành Kim Sơn Trại Điện X.Soi Nước sạch Đồng Sước Làng Bung X.Giản L.Ngò X. Hân Giếng Mật Làng Vầu L.Nguyễn Lương Phú 2 Lương Phú 1 Thanh Lương Vân Đình Bình Định Thanh Ninh X. Trại Đồi Trong Đồi Thông Phú Thanh X. Quyết Tiến Nam Hương X. Giàng 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 100 160 320 50 250 250 1000 180 100 250 160 180 180 180 100 100 100 100 180 160 250 160 180 180 180 160 100 100 250 180 100 100 250 180 180 100 13,049 17.406,74 3,108 19,171 27.709,30 4,914 36,575 32.143,79 5,871 5,174 9.562,25 1,797 32,536 39.656,30 7,182 6,818 31,565 37.971,67 10,633 135,35 64.931,20 25,211 34.265,04 6,329 12,133 15.589,20 2,716 32,255 39.169,24 7,076 17,361 23.805,15 4,071 23,578 31.188,49 5,665 22,325 28.829,96 5,156 23,721 31.459,36 5,724 12,515 16.348,09 2,879 13,049 17.406,74 3,108 12,009 15.342,93 2,662 12,913 17.137,06 3,05 25,211 34.265,04 6,329 17,705 24.545,82 4,231 34,426 42.934,10 7,889 18,057 25.306,57 4,395 24,754 33.404,83 6,144 36.033,06 26,15 6,711 24,158 32.282,56 5,901 18,79 4,736 26.888,31 12,913 17.137,06 3,05 11,886 15.099,99 2,61 32,819 40.147,95 7,288 23,293 30.652,04 5,549 12,259 15.838,82 2,769 13,326 17.956,13 3,227 30,626 36.343,29 6,466 25,991 35.733,98 6,647 23,012 30.122,63 5,435 12,646 16.607,74 2,935

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

41 42 43 44 45 Núi Đảng Tiến Bộ X. Núi Phẩm An Thành 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 180 100 100 180 180 6,022 3,6 3,167 5,607 6,205 24,454 32.840,17 14,196 19.684,52 13,186 17.679,76 23,435 30.919,38 24,906 33.689,80

Từ kết quả tính toán trên ta tính được tổng tổn thất điện năng trong các TBA là:

A = = 1.209.280 (kWh).

3.2.5. Tổn thất trên đường dây của lộ 971-TG Phú Bình

3.2.5.1. Thông số các đoạn đường dây của lộ:

Bảng 3.8: Thông số đường dây của lộ 971-TG Phú Bình

ro xo Đoạn dây

Cột đầu XT 18 23 36 37 38 46 53 57 66 80 96 97 18 7 37 10 24 25 2 7 14 53 29 Cột cuối 18 23 36 37 38 46 53 57 66 80 96 97 100 7 18b 10 24 25 38 16 14 25 29 32 Dây dẫn AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC35 AC35 AC50 AC50 Chiều dài (km) 0,69 0,786 0,09 1,145 0,11 0,15 1,169 0,14 0,87 1,32 1,45 0,13 0,31 0,41 0,52 0,33 0,47 0,55 0,45 0,62 0,75 0,61 0,54 0,42 (Ω/km) (Ω/km) 0,382 0,382 0,382 0,382 0,382 0,382 0,382 0,382 0,382 0,382 0,382 0,382 0,382 0,392 0,392 0,392 0,392 0,392 0,392 0,392 0,4 0,4 0,392 0,392 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,85 0,85 0,65 0,65 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1.1 1.2 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 7.1 7.2

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

7.3 7.4 13.1 13.2 13.3 13.4 13.5 13.6 13.7 13.8 13.9 32 40 100 114 100 14 15 74 10 12 20 40 53 114 116 14 15 74 10b 12 20 26 AC35 AC35 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 0,83 0,62 0,44 0,35 1,21 0,17 0,84 0,52 0,23 0,81 0,64 0,85 0,85 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,4 0,4 0,392 0,392 0,392 0,392 0,392 0,392 0,392 0,392 0,392

3.2.5.2. Tính toán tổn thất công suất và điện năng trên các đoạn đường dây:

Dựa vào số liệu ghi chép trong nhật ký vận hành của ĐL Phú Bình (Đơn vị

quản lý trực tiếp lộ 971-TG Phú Bình) từ đây ta sử dụng phương pháp cộng phụ tải

và tùy theo đoạn đường dây ta lấy hệ số kđt như bảng sau:

2 Số lượng trạm 3 4 - 6 7 - 15 16 - 25 ≥ 26

0,9 0,85 0,8 0,75 0,65 0,6 Kdt

Khi đó công suất tính toán tại một nút Ptt = Kđt.ΣPtti

Bảng 3.9 : Công suất tính toán lớn nhất trên các đường dây tương ứng

8.683

5.210

3.334

7.849

4.709

3.014

7.602

4.561

2.919

7.305

4.383

2.805

4.475

2.685

1.718

4.385

2.631

1.684

4.206

2.734

1.749

3.144

2.044

1.308

2.932

1.906

1.220

2.643

1.718

1.099

2.495

1.871

1.198

Qdd.max Dâydẫn Kđt ΣPtt(max) (kW) Đoạn dây Số lượng TBA Pdd(max) (kW) (kVAR)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,65 0,65 0,65 0,65 0,75 45 41 39 38 27 26 24 18 17 15 14

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

2.140

1.605

1.027

1.952

1.464

937

609

517

331

420

378

242

2.517

2.014

1.289

2.257

1.693

1.083

1.044

835

535

352

317

203

692

553

354

560

476

304

370

333

213

1.061

849

543

921

737

472

828

703

450

623

561

359

647

517

331

560

476

304

1.305

979

627

1.030

824

527

832

665

426

726

581

372

630

535

343

441

397

254

162

104

AC70 AC70 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 0,75 0,75 0,85 0,9 0,8 0,75 0,8 0,9 0,8 0,85 0,9 0,8 0,8 0,85 0,9 0,8 0,85 0,75 0,8 0,8 0,8 0,85 0,9 1 12 13 1.1 1.2 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 7.1 7.2 7.3 7.4 13.1 13.2 13.3 13.4 13.5 13.6 13.7 13.8 13.9 12 11 3 2 9 8 6 2 4 3 2 5 4 3 2 4 3 8 6 5 4 3 2 1

Áp dụng để tổng hợp phụ tải cho một lộ ta tổng hợp cho cho cả lộ

Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây:

(kW) (3.6)

Tổn thất công suất phản kháng trên đường dây:

(kVAr) (3.7)

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

Trong đó:

Pdd, Qdd là công suất tác dụng và công suât phản kháng trung bình của đoạn

đường dây (kW, kVAr)

Udd là điện áp dây tính toán của đoạn dây (kV), lấy bằng điện áp trung bình

của đường dây Utb = 10 (kV)

) ro, xo là điện trở và điện kháng của 1 km chiều dài (

l là chiều dài đường dây (km)

Ví dụ tính tổn thất công suất cho đoạn 1

= 121,43 (kW)

= 100,84 (kVAr)

 Tổn thất điện năng trên các đoạn đường dây được tính theo công thức:

∆A = ∆P. ( kWh) (3.8)

Trong đó:

- Là tổn thất công suất tác dụng trên đường dây.

- Là thời gian tổn thất công suất cực đại trên đường dây, để thuận tiện cho

việc tính toán ta lấy bằng thời gian tổn thất công suất cực đại của các trạm tiêu

thụ, = 3630,7 h

Ví dụ tính cho đoạn 1 ta có:

= 121,43 x 4630,7 = 562325,22 (kWh) ∆A1 = ∆P1*

Kết quả tính toán cho các đoạn còn lại được cho ở Bảng 3.10.

Bảng 3.10: Tổn thất công suất trên lộ 971-TG Phú Bình

5.210

3.334

121,43

100,84

562325,22

∆Ad.day Dâydẫn Đoạn dây Chiềudài (km) Pd.day (kW) Qd.day (kVAr) ∆Pd.day (kW) ∆Qd.day (kVAr) (kWh)

4.709

3.014

113,03

93,86

523387,19

1 2 AC70 AC70 0,69 0,786

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

4.561

2.919

12,14

10,08

56219,55

4.383

2.805

142,62

118,44

660441,76

2.685

1.718

5,14

4,27

23809,09

2.631

1.684

6,73

5,59

31177,50

2.734

1.749

56,64

47,04

262289,56

2.044

1.308

3,79

3,15

17558,46

1.906

1.220

25,90

21,51

119940,19

1.718

1.099

25,25

20,97

116943,75

1.871

1.198

32,92

27,34

152427,16

1.605

1.027

2,17

1,80

10052,64

1.464

937

4,31

3,58

19955,78

517

331

1,01

0,61

4654,01

378

242

0,68

0,41

3148,81

2.014

1.289

12,26

7,39

56780,48

1.693

1.083

12,34

7,44

57150,02

835

535

3,52

2,12

16281,69

317

203

0,41

0,25

1920,98

553

354

1,74

1,05

8054,49

476

304

1,56

0,94

7201,69

333

213

0,62

0,37

2863,75

849

543

3,57

2,15

16515,42

737

472

2,09

1,26

9681,53

703

450

3,76

2,27

17428,29

561

359

1,79

1,08

8271,12

517

331

1,08

0,65

4998,37

476

304

0,73

0,44

3360,79

979

627

10,63

6,41

49215,76

824

527

1,06

0,64

4893,53

665

426

3,41

2,05

15774,08

581

372

1,61

0,97

7442,39

535

343

0,60

0,36

2795,16

397

254

1,17

0,70

5410,87

0,64

162

104

0,15

0,09

712,63

0,09 1,145 0,11 0,15 1,169 0,14 1,1 1,32 1,45 0,13 0,31 0,41 0,52 0,33 0,47 0,55 0,45 0,62 0,75 0,61 0,54 0,42 0,83 0,62 0,44 0,35 1,21 0,17 0,84 0,52 0,23 0,81 AC70 3 AC70 4 AC70 5 AC70 6 AC70 7 AC70 8 AC70 9 AC70 10 AC70 11 AC70 12 AC70 13 AC50 1.1 AC50 1.2 AC50 4.1 AC50 4.2 AC50 4.3 AC50 4.4 AC50 4.5 AC50 4.6 AC50 4.7 AC50 7.1 AC50 7.2 AC50 7.3 7.4 AC50 13.1 AC50 13.2 AC50 13.3 AC50 13.4 AC50 13.5 AC50 13.6 AC50 13.7 AC50 13.8 AC50

13.9 AC50

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

Từ kết quả tính toán trên ta tính được tổng tổn thất điện năng trên đường dây là:

A = = 2.861.084 (kWh).

Tổn thất điện năng tính theo phần trăm tổn thất của toàn lộ 971-TG Phú Bình là:

∆A% = = .100% = 12,4 %

Như vậy kết quả tính toán trên gần đúng với báo cáo về TTĐN năm 2013 của

Công ty ĐL Thái Nguyên đối với đường dây 971-TG Phú Bình có tổn thất kỹ thuật

trung thế là 12,76 % (gồm tổn thất trên đường dây và trong TBA phía trung thế) .

Như vậy phương pháp tính toán trên có sai số không lớn so với số liệu đo đếm thực

tế quản lý vận hành.

Vậy có thể áp dụng phương pháp trên để tính toán cải tạo LĐPP tỉnh Thái Nguyên.

Về mặt giá trị kinh tế, nếu lấy trung bình giá bán điện năng khoảng C=1360

đ/kWh (tính theo giá bán bình quân của Công ty ĐL Thái Nguyên năm 2013) thì

hàng năm ngành điện tổn thất kinh tế đối với đường dây 971-TG Phú Bình về mặt

trung áp khoảng:

∆C = (∆Add+∆ABA).C = (2.861.084 + 1.209.280).1360 = 5.535.695.040 đ

Qua kết quả tính toán ở trên ta thấy tổn thất điện năng trên toàn tuyến lộ

971-TG Phú Bình là rất cao và đây cũng là nguyên nhân gây nên tổn thất kinh tế

hàng năm cho ngành điện. Vì vậy vấn đề cấp thiết hiện nay là phải có các biện pháp

cải tạo và nâng cấp phù hợp để giảm tổn thất điện năng trên toàn lộ 971- TG Phú

Bình thuộc LĐPP tỉnh Thái Nguyên.

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

CHƯƠNG IV

ĐÁNH GIÁ CHẤT LƯỢNG ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH THÁI NGUYÊN

4.1 Lý thuyết chung về chất lượng điện năng và điều chỉnh chất lượng điện

năng:

4.1.1 Chất lượng điện năng

Lưới điện được đánh giá theo 4 tiêu chuẩn chính:

1 - An toàn điện.

2 - Chất lượng điện năng.

3 - Độ tin cậy cung cấp điện.

4 - Hiệu quả kinh tế.

Chất lượng điện áp là một chỉ tiêu trong tiêu chuẩn chất lượng điện năng, nó

được đánh giá bởi các chỉ tiêu sau:

1 - Độ lệch điện áp trên cực của thiết bị dùng điện so với điện áp định mức.

2 - Độ dao động điện áp.

3 - Độ không đối xứng.

4 - Độ không sin (sự biến dạng của đường cong điện áp, các thành phần sóng

hài bậc cao ...).

Tại Việt Nam, chất lượng điện năng được quy định trong Luật Điện lực, Quy

phạm trang bị điện và tiêu chuẩn kỹ thuật điện (TCKTĐ) như sau:

1-Về điện áp: Trong điều kiện vận hành bình thường, điện áp được phép dao

động

trong khoảng 5% so với điện áp danh định và được xác định tại phía thứ cấp của

máy biến áp cấp điện cho bên mua hoặc tại vị trí khác do hai bên thỏa thuận trong

hợp đồng khi bên mua đạt hệ số công suất (cos) là 0,85 và thực hiện đúng biểu đồ

phụ tải đã thỏa thuận trong hợp đồng. Trong trường hợp lưới điện chưa ổn định,

điện áp được dao động từ +5% đến -10%.

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

2-Về tần số: trong điều kiện bình thường, tần số hệ thống điện được dao động

trong phạm vi 0,2Hz so với tần số định mức là 50Hz. Trường hợp hệ thống chưa ổn

định, cho phép độ lệch tần số là 0,5Hz.

4.1.2 Độ lệch điện áp

Điện áp thực tế trên cực của các thiết bị điện so với điện áp định mức.

U là điện áp thực tế trên cực thiết bị điện. Độ lệch điện áp phải thoả mãn điều kiện:

δU , U - là giới hạn trên và giới hạn dưới của độ lệch điện áp.

Tiêu chuẩn về độ lệch điện áp của các nước khác nhau là khác nhau. Luật

Điện lực, Quy phạm trang bị điện và tiêu chuẩn kỹ thuật điện quy định điện áp

(thường được xác định tại điểm đo đếm) dao động ±5% so với điện áp định mức

trong chế độ vận hành bình thường và +5%, -10% so với điện áp định mức với lưới

chưa ổn định.

Vậy độ lệch điện áp trong chế độ vận hành bình thường là:

Để đánh giá chất lượng điện năng kỹ thuật ta dựa vào tổn thất điện áp trên

các đoạn đường dây. Vì đây là lưới phân phối nên ta giả sử điện áp tại mọi điểm

trên đường dây là như nhau tại mọi thời điểm và bằng điện áp định mức trong quá

trình tính toán.

Khi đó tổn thất điện áp trên các đoạn đường dây được tính theo công thức:

U = (V). (4.1)

Trong đó:

Ui Là tổn thất điện áp trên đoạn đường dây thứ i.

Pi, Qi Là công suất tác dụng và phản kháng của đoạn đường dây thứ i.

Ri, Xi Là điện trở tác dụng và phản kháng của đoạn đường dây thứ i.

Udm Là điện áp định mức của mạng điện.

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

4.2. Đánh giá chất lượng điện năng lưới điện có cấp điện áp định mức 10 kV

Theo báo cáo về công tác vận hành của Công ty Điện lực Thái Nguyên năm

2013, đường dây có tổn thất điện năng và tổn thất điện áp cao nhất của lưới điện 10

kV của lưới phân phối tỉnh Thái Nguyên là đường dây 971-TG Phú Bình. Vậy ta sẽ

lựa chọn đường dây 971-TG Phú Bình để tính toán và đánh giá chất lượng điện

năng trên đường dây này, qua đó đề ra các biện pháp cải tạo và nâng cấp cần thiết

nhằm đảm bảo chất lượng điện năng yêu cầu.

Ví dụ tính cho đoạn 1 ta có:

= = 253 (V). U1 =

Coi như điện áp của lộ 971-TG Phú Bình sau khi đã được điều chỉnh +5%Uđm

là 10,5 kV ta có: TBA Nghiền được coi là TBA ở gần thanh góp đầu nguồn nhất có

điện áp lúc tải bình thường là 10500 - 253 = 10.247 V tương ứng độ lệch:

= + 2,47 (%) < 5%

Kết quả tính cho các đoạn còn lại được trình bày trong Bảng 13.

Bảng 4.1: Tổn thất điện áp trên các đoạn lộ 971-TG Phú Bình khi tải cực đại

2,47 -0,14 -0,43 -3,96 -4,17 -4,45 -6,70 KĐB -6,90 KĐB -8,38 KĐB -9,98 KĐB -11,89 KĐB -12,04 KĐB -12,36 KĐB

(%) Đánh Giá

2,28 2,10

Pd.day (kW) 5.210 4.709 4.561 4.383 2.685 2.631 2.734 2.044 1.906 1.718 1.871 1.605 1.464 517 378 Qd.day ∆Ud.day Unút (V) (V) (kVAr) 10.247 253 3.334 9.986 261 3.014 9.957 29 2.919 9.604 354 2.805 9.583 21 1.718 9.555 28 1.684 9.330 225 1.749 9.310 20 1.308 9.162 148 1.220 9.002 160 1.099 8.811 191 1.198 8.796 15 1.027 8.764 32 937 10.228 19 331 10.210 18 242 Đoạn Dây dẫn dây AC70 1 AC70 2 AC70 3 AC70 4 AC70 5 AC70 6 AC70 7 AC70 8 AC70 9 AC70 10 AC70 11 AC70 12 13 AC70 1.1 AC50 1.2 AC50 Chiều dài (km) 0,69 0,786 0,09 1,145 0,11 0,15 1,169 0,14 1,1 1,32 1,45 0,13 0,31 0,41 0,52

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

2.014 1.693 835 317 553 476 333 849 737 703 561 517 476 979 824 665 581 535 397 162

1.289 1.083 535 203 354 304 213 543 472 450 359 331 304 627 527 426 372 343 254 104

60 72 41 13 31 32 18 41 28 53 31 21 15 107 13 50 27 11 29 9

9.544 9.472 9.431 9.418 9.400 9.368 9.349 9.289 9.261 9.208 9.177 8.744 8.729 8.622 8.610 8.559 8.532 8.521 8.492 8.483

-4,56 -5,28 KĐB -5,69 KĐB -5,82 KĐB -6,00 KĐB -6,32 KĐB -6,51 KĐB -7,11 KĐB -7,39 KĐB -7,92 KĐB -8,23 KĐB -12,56 KĐB -12,71 KĐB -13,78 KĐB -13,90 KĐB -14,41 KĐB -14,68 KĐB -14,79 KĐB -15,08 KĐB -15,17 KĐB

0,33 0,47 0,55 0,45 0,62 0,75 0,61 0,54 0,42 0,83 0,62 0,44 0,35 1,21 0,17 0,84 0,52 0,23 0,81 0,64 4.1 AC50 4.2 AC50 4.3 AC50 4.4 AC50 4.5 AC50 4.6 AC50 4.7 AC50 7.1 AC50 7.2 AC50 7.3 AC50 7.4 AC50 13.1 AC50 13.2 AC50 13.3 AC50 13.4 AC50 13.5 AC50 13.6 AC50 13.7 AC50 13.8 AC50 13.9 AC50

Theo như kết quả tính toán ở bảng trên ta có thể tính được tổn thất điện áp lớn

nhất trong chế độ làm việc bình thường trên toàn lộ 971-TG Phú Bình có nhiều

đoạn không đảm bảo (KĐB) yêu cầu về chất lượng điện áp.

Trạm xa nhất là TBA An Thành có tổn thất tổng điện áp lớn nhất trên toàn

tuyến với điện áp: UAn Thành= 8.483 V = 8,483 kV

Độ lệch điện áp tương ứng so với Uđm là:

An Thành=

.100 = .100 = - 15,17 % < -5%

Không đảm bảo yêu cầu về chất lượng điện áp

Như vậy qua tính toán ở trên ta thấy chất lượng điện áp của lộ đường dây 971-

TG Phú Bình điện áp đã giảm sâu và vượt giới hạn cho phép là 5%Uđm. Vì vậy

chất lượng điện năng trên lộ đường dây này cũng không đảm bảo và cần thiết phải

có các biện pháp cải tạo và nâng cấp lộ đường dây 971-TG Phú Bình để giảm tổn

thất điện áp và nâng cao chất lượng điện năng.

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

4.3. Đánh giá chất lượng điện năng lưới điện có điện áp định mức 22 kV

Theo báo cáo mới nhất lưới điện 22 kV trên địa bàn tỉnh có tổn thất khá cao

chiếm khoảng 1,15%/5,91% tổng tổn thất trên toàn công ty ĐL Thái Nguyên. Trong

khi đó một số đường dây có tổn thất điện năng và điện áp cao được nhận đinh như

đường dây 471- E6.6, có tổn thất điện năng khoảng 17,75 %; Đường dây 471 E6.7

có tổn thất điện năng khoảng 15,23%; Đường dây 473 E6.3 tổn thất điện năng

khoảng 13,7 %.

Từ đây ta sẽ đi tính tổn thất điện áp để đánh giá chất lượng điện năng trên

lưới điện 22 kV ứng dụng tính toán cho đường dây có tổn thất lớn nhất là đường

dây 471- E6.6, qua đó đề xuất những phương án cải tạo và nâng cấp nhằm giảm tổn

thất điện năng và giảm tổn thất điện áp nâng cao chất lượng điện năng phía phụ tải.

4.3.1. Thông số các máy biến áp của lộ đường dây 471 – E6.6:

Thông số máy biến áp của lộ 471- E6.6 được cho trong bảng

Bảng 4.2: Thông số máy biến áp lộ 471-E6.6

STT Tên trạm biến áp

1 Bệnh Viện Làng Lân 2 Làng Bầu 3 Trường Học 4 Phấn Mễ 5 6 Độc Mẫu 7 Yên Thủy 8 Khe Cốc 9 Tân Thái 10 Minh Hợp 11 Quyết Thắng 12 Đồng Hút 13 Chè Phú Long 14 Tức Tranh 15 Tức Tranh 1 16 Đồng Tiến 17 Tức Tranh 2 18 Tức Tranh 3 19 XN Chè Tức Tranh Cấp điện áp 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 Công suất (kVA) 180 180 180 100 160 160 180 180 75 180 180 180 180 250 160 75 180 180 75 ∆Po (kW) 1,2 1,2 1,2 0,73 1,2 1,2 1,2 1,2 0,4 1,2 1,2 1,2 1,2 1,55 1,2 0,4 1,2 1,2 0,4 ∆Pk (kW) 4,1 4,1 4,1 2,4 4,1 4,1 4,1 4,1 1,8 4,1 4,1 4,1 4,1 5,15 4,1 1,8 4,1 4,1 1,8 Io (%) 7 7 7 7,5 7 7 7 7 5 7 7 7 7 7 7 5 7 7 5 Uk (%) 5,6 5,6 5,6 5,6 5,5 5,5 5,6 5,6 5 5,6 5,6 5,6 5,6 5,5 5,5 5 5,6 5,6 5

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

20 Gôc Gạo 21 Ngoài Tranh 22 Đan Khê 23 Khe Vàng 24 Bàn Pháng 25 Phú Thọ 26 Làng Vu 27 Phú Nam 1 28 Pháng 3 29 Phú Nam 2 30 Chè Tân Hòa 31 Làng Trò 32 Tân Bình 33 Mỹ Khánh 34 Phấn Mễ 3 35 Làng Bún 36 Mỏ Than Làng Bún 37 Làng Hin 38 Làng Giang 39 Phấn Mễ 1 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 180 160 250 160 180 50 160 180 160 160 180 100 180 100 250 180 250 250 250 400 1,2 1,2 1,55 1,2 1,2 0,3 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 0,73 1,2 0,73 1,55 1,2 1,55 1,55 1,55 1,2 4,1 4,1 5,15 4,1 4,1 1,4 4,1 4,1 4,1 4,1 4,1 2,4 4,1 2,4 5,15 4,1 5,15 5,15 5,15 5,8 7 7 7 7 7 5 7 7 7 7 7 7,5 7 7,5 7 7 7 7 7 7 5,6 5,5 5,5 5,5 5,6 5 5,5 5,6 5,5 5,5 5,6 5,6 5,6 5,6 5,5 5,6 5,5 5,5 5,5 5,5

4.3.2. Công suất tính toán và tổn thất điện của các trạm lộ đường dây 471 – E6.6:

Dựa vào lượng điện năng tiêu thụ trong năm 2013 thống kê được tại các trạm

và thời gian tổn thất công suất cực đại cả năm của toàn lộ ta tính được công suất tải

cực đại của các trạm theo công thức: P = ( kW )

Qt= Pt.tg (kVAR)

Theo số liệu trong năm 2013 của Công ty ĐL Thái Nguyên với đường dây 471-E6.6

có: Pmax=4625 kW, tổng điện năng truyền tải cả năm 2013 là 22.493.750 kWh

= 4750 (h), lấy cos = 0.85. Ta có Tmax=

Ví dụ tính cho trạm Bệnh Viện ta có:

= = 156 (kW). Ptmax=

Qtmax= Ptmax.tg = 156.tan(acos0.85) = 99,82 (kVAR).

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

= 185,18 kVA Vậy Stmax=

Bảng 4.3: Công suất tính toán của các trạm lộ 471-E6.6

Công suất Atải Ptải Qtải Stải STT Kmt Tên trạm biến áp

Bệnh Viện Làng Lân Làng Bầu Trường Học Phấn Mễ 2 Độc Mẫu Yên Thủy Khe Cốc Tân Thái Minh Hợp Quyết Thắng Đồng Hút Chè Phú Long Tức Tranh Tức Tranh 1 Đồng Tiến Tức Tranh 2 Tức Tranh 3

99,82 104,84 80,59 57,79 94,41 70,78 97,75 91,34 24,37 104,11 89,77 86,71 87,92 104,69 73,22 38,20 98,95 106,31 36,23 93,06 87,18 119,27 86,71 88,90 29,89 77,64 97,98 91,12 95,04 82,05 51,91 86,45 56,83 104,10

1,03 1,08 0,83 1,07 1,09 0,82 1,01 0,94 0,60 1,07 0,93 0,89 0,91 0,78 0,85 0,94 1,02 1,10 0,90 0,96 1,01 0,89 1,01 0,92 1,11 0,90 1,01 1,06 1,10 0,85 0,96 0,89 1,05 0,77

(kWh) 740.865 778.073 598.105 428.937 700.697 525.305 725.465 677.913 180.889 772.697 666.249 643.545 652.505 776.977 543.465 283.529 734.425 788.985 268.873 690.697 647.049 885.241 643.545 659.833 221.817 576.201 727.177 676.281 705.353 608.937 385.241 641.593 421.801 772.617 (kW) 156 164 126 90 148 111 153 143 38 163 140 135 137 164 114 60 155 166 57 145 136 186 135 139 47 121 153 142 148 128 81 135 89 163 (kVAr) (kVA) 185,18 194,48 149,50 107,21 175,14 131,30 181,33 169,44 45,21 193,14 166,53 160,85 163,09 194,21 135,84 70,87 183,57 197,21 67,20 172,64 161,73 221,27 160,85 164,93 55,44 144,02 181,76 169,04 176,30 152,20 96,29 160,37 105,43 193,12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 Chè Tức Tranh 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 Gôc Gạo Ngoài Tranh Đan Khê Khe Vàng Bàn Pháng Phú Thọ Làng Vu Phú Nam 1 Pháng 3 Phú Nam 2 Chè Tân Hòa Làng Trò Tân Bình Mỹ Khánh Phấn Mễ 3 (kVA) 180 180 180 100 160 160 180 180 75 180 180 180 180 250 160 75 180 180 75 180 160 250 160 180 50 160 180 160 160 180 100 180 100 250

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

657.961 901.609 1.034.505 970.825 1.561.705

139 190 218 204 329

88,65 121,48 139,39 130,81 210,42

164,46 225,36 258,58 242,66 390,35

0,91 0,90 1,03 0,97 0,98

Làng Bún

35 36 Than Làng Bún 37 38 39 Làng Hin Làng Giang Phấn Mễ 1 180 250 250 250 400

4.3.3. Tổn thất trên đường dây của lộ 471-E6.6

4.3.3.1. Thông số các đoạn đường dây của lộ:

Bảng 4.4: Thông số đường dây của lộ 471-E6.6

Dây dẫn Đoạn dây Chiều dài (km) ro (Ω/km) xo (Ω/km) Cột đầu Cột cuối

XT 39 53 55A 64 5 10 31 35 40 42 50 55 64 71 76 78 88 90 100 53 15 64 67 73 73 73C 76 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 2.1 2.2 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 39 53 55A 64 5 10 31 35 40 42 50 55 64 71 76 78 88 90 100 107 15 20 67 73 76 73C 73F 77 AC120 AC70 AC70 AC70 XLPE AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC70 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 3,702 2,62 0,64 1,22 0,12 0,36 1,12 0,22 0,72 1,5 1,28 2,7 2,56 0,8 0,4 1,68 0,42 0,44 0,5 1,04 0,66 0,9 1,42 1,6 0,72 0,24 0,3 0,36 0,27 0,46 0,46 0,46 0,443 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,46 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,365 0,382 0,382 0,382 0,116 0,382 0,382 0,382 0,382 0,382 0,382 0,382 0,392 0,392 0,392 0,392 0,392 0,392 0,392 0,392 0,382 0,392 0,392 0,392 0,392 0,392 0,392 0,392

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

4.7 4.8 4.9 4.10 4.11 13.1 14.1 14.2 15.1 16.1 16.2 18.1 18.2 18.3 77 78 90 90 95 64 71 14 76 78 78C 90 11 21 78 90 100 95 4 64f 14 37 76D 78C 6 11 21 44 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 0,33 0,58 0,62 1,02 0,32 0,48 0,54 1,22 0,68 0,44 1,6 1,28 0,6 1,5 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,392 0,392 0,392 0,392 0,392 0,392 0,392 0,392 0,392 0,392 0,392 0,392 0,392 0,392

4.3.3.2. Tính toán tổn thất điện áp trên các đoạn đường dây:

Dựa vào số liệu ghi chép trong nhật ký vận hành của TBA E6.6 (Đơn vị quản lý

trực tiếp lộ 471-E6.6) ta cũng dùng phương pháp cộng phụ tải và tùy theo đoạn

đường dây ta lấy hệ số kđt như bảng sau:

Số lượng trạm 3 4 - 6 7 - 15 16 - 25 ≥ 26 2

0,85 0,8 0,75 0,65 0,6 0,9 Kdt

Khi đó công suất tính toán tại một nút Ptt = Kđt.ΣPtti

Hiện tại, trên đường dây có đặt một số bộ tụ bù như sau :

+ Cột 40 thuộc đoạn 9 đặt bộ tụ bù 150 kVAr

+ Cột 14 thuộc đoạn 14.1 đặt bộ tụ bù 150 kVAr

+ Cột 88 thuộc đoạn 17 đặt bộ tụ bù 150 kVAr

+ Cột 77 thuộc đoạn 4.6 đặt bộ tụ bù 150 kVAr

Vì vậy công suất Q tải trên các đoạn đường dây tương ứng được giảm đi đáng kể, ta

tính cho đoạn 1, ta có:

= = 351 (V) U1 =

Độ lệch tương ứng khi điện áp nguồn ở chế độ tải cực đại được điều chỉnh

nâng lên Ung= 23 kV ở đoạn 1 là: Unút 1= 23000 – 351 = 22649 V

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

= = = +2,95 %

Từ đây ta tính toán được công suất trên các đoạn đường dây và tổn thất điện

áp tương ứng sau:

Bảng 4.6: Công suất tương ứng và tổn thất điện áp trên các đoạn lộ 471-E6.6

Kđt Unút (V)

Đoạn dây 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 2.1 2.2 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 4.8 4.9 ΣPtti (kW) 7627 7409 7003 6877 4532 4325 4170 3757 3703 3703 3476 3279 3090 2668 2208 1896 1241 1241 622 407 405 176 2345 2166 1863 303 189 1739 1739 1511 460 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,85 0,9 0,9 0,9 0,75 0,75 0,75 0,9 0,9 0,8 0,8 0,8 0,9 Pd.day Qd.day (kVAr) (kW) 2929 4599 2845 4468 2689 4223 2641 4147 1740 2733 1661 2608 1601 2515 1563 2454 1541 2419 1541 2419 1446 2270 1364 2142 1483 2329 1281 2011 1060 1664 910 1429 596 935 596 935 338 531 235 368 233 366 102 160 1126 1768 1040 1632 894 1404 174 274 109 171 890 1398 890 1398 774 1215 265 416 Qsau bù ∆Ud.day (kVAr) 2329 2245 2089 2041 1290 1211 1151 1113 1091 1241 1146 1064 1183 981 910 760 446 596 338 235 233 102 976 890 744 174 109 740 890 774 265 (V) 351,0 22649,0 345,7 22303,4 79,4 22223,9 148,5 22075,5 7,4 22068,1 27,1 22041,0 81,0 21960,0 15,5 21944,5 49,9 21894,6 107,8 21786,8 85,9 21700,9 170,2 21530,7 229,2 21301,4 61,3 21240,2 26,1 21214,1 93,3 21120,8 14,9 21105,9 16,8 21089,1 10,8 21078,3 15,6 21062,7 7,7 22295,7 5,9 22289,8 98,5 21977,0 102,1 21874,8 39,3 21835,6 2,7 21872,2 2,1 21870,1 19,5 21816,0 18,8 21797,2 28,7 21768,5 10,5 21758,0 (%) 2,95 1,38 1,02 0,34 0,31 0,19 -0,18 -0,25 -0,48 -0,97 -1,36 -2,13 -3,18 -3,45 -3,57 -4,00 -4,06 -4,14 -4,19 -4,26 1,34 1,32 -0,10 -0,57 -0,75 -0,58 -0,59 -0,84 -0,92 -1,05 -1,10

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

4.10 4.11 13.1 14.1 14.2 15.1 16.1 16.2 18.1 18.2 18.3 1051 591 217 461 300 311 655 452 666 417 223 0,9 0,85 1 0,85 0,9 0,9 0,85 0,9 0,8 0,85 0,9 951 505 218 393 271 281 560 409 536 356 201 606 322 139 251 173 179 356 260 341 227 128 606 322 111 251 173 179 356 260 341 227 128 39,5 21729,0 6,6 21722,4 3,0 21298,5 8,7 21231,5 13,5 21218,0 7,8 21206,3 10,0 21110,7 26,7 21084,1 27,9 21061,2 8,7 21052,4 12,3 21040,1 -1,23 -1,26 -3,19 -3,49 -3,55 -3,61 -4,04 -4,16 -4,27 -4,31 -4,36

Theo kết quả tính toán ở bảng trên ta nhận thấy chất lượng điện áp trên lộ

đường dây 471 –E6.6 đảm bảo tiêu chuẩn độ lệch cho phép :

-5%< <5%

Như vậy qua tính toán ở trên ta thấy chất lượng điện năng của đường dây đã

được đảm bảo do năm 2013 ĐL Thái Nguyên đã triển khai lắp mới 4 bộ tụ bù (150

kVAR) trên toàn tuyến giúp cải thiện đáng kể chất lượng điện năng của lộ đường

dây 471. Nhưng bên cạnh đó đường dây vẫn xuất hiện một số TBA làm việc quá tải

gây ra tổn thất điện năng cao trên đường dây. Vì vậy cần phải có các biện pháp cải

tạo và thay thế một số MBA quá tải trên toàn tuyến để giảm tổn thất điện năng trên

lộ đường dây.

4.4. Đánh giá chất lượng điện năng lưới điện có điện áp định mức 35 kV

Theo báo cáo mới nhất lưới điện 35 kV trên địa bàn tỉnh có tổn thất khá cao

chiếm khoảng 1,64 %/4.55% tổng tổn thất kỹ thuật toàn công ty ĐL Thái Nguyên.

Trong khi đó một số đường dây có tổn thất điện năng và điện áp cao của lưới điện

35kV được nhận định như đường dây 376-E6.3, có tổn thất điện năng khoảng

11,57%; Đường dây 371 E6.8 có tổn thất điện năng khoảng 9,66%; Đường dây 376

E6.3 tổn thất điện năng khoảng 7,1 %.

Từ đây ta sẽ đi đánh giá chất lượng điện năng trên lưới điện 35 kV, ứng dụng

tính toán cho đường dây có tổn thất công suất lớn nhất là đường dây 376-E6.3, đồng

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

thời đề xuất những phương án cải tạo và nâng cấp nhằm giảm tổn thất điện năng và

giảm tổn thất điện áp nâng cao chất lượng điện năng phía phụ tải.

4.4.1. Thông số các máy biến áp của lộ 376-E6.3:

Thông số máy biến áp của lộ 376-E6.3 được cho trong bảng 4.7 :

Bảng 4.7: Thông số máy biến áp lộ 376-E6.3

∆Po ∆Pk Io Uk STT Tên trạm biến áp Cấp điện áp

35/0.4

100

0,73

2,4

7,5

5,6

35/0.4

100

0,73

2,4

7,5

5,6

35/0.4

180

1,2

4,1

5,6

35/0.4

250

1,55

5,15

5,5

35/0.4

100

0,73

2,4

7,5

5,6

35/0.4

100

0,73

2,4

7,5

5,6

35/0.4

180

1,2

4,1

5,6

35/0.4

250

1,55

5,15

5,5

35/0.4

100

0,73

2,4

7,5

5,6

35/0.4

400

1,2

5,8

5,5

35/0.4

400

1,2

5,8

5,5

35/0.4

180

1,2

4,1

5,6

35/0.4

250

1,55

5,15

5,5

35/0.4

320

0,4

1,8

35/0.4

160

1,2

4,1

5,5

35/0.4

100

0,73

2,4

7,5

5,6

35/0.4

160

1,2

4,1

5,5

35/0.4

160

1,2

4,1

5,5

35/0.4

180

1,2

4,1

5,6

35/0.4

320

0,4

1,8

35/0.4

100

0,73

2,4

7,5

5,6

35/0.4

100

0,73

2,4

7,5

5,6

35/0.4

250

1,55

5,15

5,5

35/0.4

100

0,73

2,4

7,5

5,6

35/0.4

180

1,2

4,1

5,6

1 2 Xóm Kè 3 UBND Thắng Lợi 4 Vinh Sơn 5 Bắc Sơn 2 6 Vinh Quang 7 Bơm Minh Đức 8 Đức Bình Phát 1 9 Đức Bình Phát 2 10 HTX Quyết Thắng 11 TT. Bắc Sơn 12 Bắc Sơn 1 13 Phuc Thuận 1 14 Xóm Hà 15 Phuc Thuận 2 16 Hồng Cóc 17 Phuc Thuận 3 18 Chế biến gỗ HVT 19 Phúc Tân 20 Đồng Đèo 21 Xã Phuc Thuận 22 Phuc Thuận 4 23 Đầm Ban 24 TM Thịnh Thảo 25 Xóm 8 26 Trại Lợn

Công suất (kVA) 320 (kW) 0,4 (kW) 1,8 (%) 5 (%) 5 Tr.THPT Sông Công

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

35/0.4

100

0,73

2,4

7,5

5,6

35/0.4

100

0,73

2,4

7,5

5,6

35/0.4

0,4

1,8

35/0.4

0,3

1,4

35/0.4

180

1,2

4,1

5,6

35/0.4

100

0,73

2,4

7,5

5,6

35/0.4

250

1,2

4,1

5,6

2x160

2x1,2

2x4,1

2x7

2x5,5

35/0.4

160

1,2

4,1

5,5

35/0.4

180

1,2

4,1

5,6

35/0.4

250

1,55

5,15

5,5

35/0.4

160

1,2

4,1

5,5

35/0.4

250

1,55

5,15

5,5

35/0.4

160

1,2

4,1

5,5

35/0.4

0,4

1,8

35/0.4

100

0,73

2,4

7,5

5,6

35/0.4

250

1,55

5,15

5,5

35/0.4

100

0,73

2,4

7,5

5,6

35/0.4

180

1,2

4,1

5,6

35/0.4

250

1,55

5,15

5,5

35/0.4

100

0,73

2,4

7,5

5,6

35/0.4

180

1,2

4,1

5,6

35/0.4

250

1,55

5,15

5,5

35/0.4

100

0,73

2,4

7,5

5,6

35/0.4

100

0,73

2,4

7,5

5,6

35/0.4

160

1,2

4,1

5,5

35/0.4

100

0,73

2,4

7,5

5,6

35/0.4

160

1,2

4,1

5,5

35/0.4

180

1,2

4,1

5,6

35/0.4

100

0,73

2,4

7,5

5,6

35/0.4

180

1,2

4,1

5,6

35/0.4

0,4

1,8

35/0.4

250

5,5

1,55

5,15

35/0.4

400

1,2

5,8

5,5

35/0.4

180

1,2

4,1

5,6

35/0.4

180

1,2

4,1

5,6

27 Ấp Lươn 28 Phuc Tân 1 29 UB Xã Phúc Tân 2 30 Cầu Đất 31 UB Xã Phuc Tân 1 32 TT. Q.Chu 2 33 TNHH Sáng Hào 34 Cty Chè Quân Chu 35 Xóm Chiềm 36 Tân Tiến 37 TT Quân Chu 38 UBX Quân Chu 2 39 UBND Xã Quân Chu 40 Đồng Hàng 41 Hòa Bình 2 42 Xóm Hòa Bình 43 Đầm Mương 44 Đầm Mong 45 Tr. Gà M Đức 46 Xóm Hồ 47 Bắc Sơn 3 48 Thuận Đức 1 49 TT Xã Minh Đức 50 Ba Quanh 51 Cty TNHH Phú Thái 52 Cty Hoàng Dung 53 Xóm Chằm 54 Tân Lập 55 Suối Lạnh 56 Đèo Nhe 57 X.Bìa 58 Đèo Nứa 59 Q tải Bắc Sơn 60 Làng Nguyễn 61 Chống QTải Thương Vụ 62 Đồng Mục

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

35/0.4

160

1,2

4,1

5,5

35/0.4

180

1,2

4,1

5,6

35/0.4

250

1,55

5,15

5,5

35/0.4

180

1,2

4,1

5,6

35/0.4

250

1,55

5,15

5,5

35/0.4

100

0,73

2,4

7,5

5,6

35/0.4

100

0,73

2,4

7,5

5,6

35/0.4

250

1,55

5,15

5,5

63 Nông Vụ 2 64 Vạn Kim 65 Cơ Phi 2 66 Bến Chảy 67 Gò Đồn 68 Làng Đanh 69 Hạ Đạt 70 Vạn Phúc

4.4.2. Công suất tính toán của các trạm trong lộ 376-E6.3:

Dựa vào lượng điện năng tiêu thụ trong năm 2013 thống kê được tại các trạm

và thời gian tổn thất công suất cực đại cả năm của toàn lộ ta tính được công suất tải

cực đại của các trạm theo công thức: P = ( kW )

Qt= Pt.tg (kVAR)

Theo số liệu của Công ty ĐL Thái Nguyên năm 2013 đường dây 376-E6.3 có tổng

điện năng truyền tải trong năm 2013 đo được ở đầu là:

= 0.85 ta có: A376-E6.3= 56.075.839 kWh, Pmax=10.969 kW, lấy cos

= = 5112 h Tmax=

Từ đây ta lần lượt đi tính công suất lớn nhất cho từng TBA phụ tải như sau:

Ví dụ tính cho trạm Tr.THPT Sông Công ta có:

= = 268 (kW). Ptmax=

Qtmax= Ptmax.tg = 352.tan(acos0.85) = 220,74 (kVAR).

Tính toán cho các trạm ta thu được số kết quả cho trong Bảng 4.8:

Bảng 4.8: Công suất tính toán của các trạm lộ 376-E6.3

Stải SnBA Atải Ptải Qtải

STT Tên trạm biến

Kmt áp

(kVA)

(kWh)

1 THPT Sông Công

Cấp điện áp (kV) 35/0.4

1.371.750

(kW) 268

(kVAr) 163,69

(kVA) 315,69

320

0,99

2 Xóm Kè

35/0.4

389.500

46,48

89,64

100

0,90

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

3 UBND Thắng Lợi

35/0.4

100

419.500

50,06

96,54

0,97

4 Vinh Sơn

35/0.4

145

180

740.865

88,41

170,50

0,95

5 Bắc Sơn 2

35/0.4

202

250

1.035.000

123,50

238,19

0,95

6 Vinh Quang

35/0.4

100

429.500

51,25

98,84

0,99

7 Bơm Minh Đức

35/0.4

100

349.500

41,70

80,43

0,80

8 Đức Bình Phát 1

35/0.4

125

180

640.865

76,47

147,49

0,82

9 Đức Bình Phát 2

35/0.4

206

250

1.051.220

125,44

241,93

0,97

10 HTX Quyết Thắng

35/0.4

100

469.500

56,02

108,05

1,08

11 TT. Bắc Sơn

35/0.4

339

400

1.731.705

206,64

398,53

1,00

12 Bắc Sơn 1

35/0.4

325

400

1.661.705

198,29

382,42

0,96

13 Phuc Thuận 1

35/0.4

168

180

859.833

102,60

197,88

1,10

14 Xóm Hà

35/0.4

246

250

1.255.000

149,76

288,82

1,16

15 Phuc Thuận 2

35/0.4

262

320

1.341.750

160,11

308,79

0,96

16 Hồng Cóc

35/0.4

136

160

694.030

82,82

159,72

1,00

17 Phuc Thuận 3

35/0.4

100

462.500

55,19

106,44

1,06

18 Chế biến gỗ HVT

35/0.4

130

160

664.000

79,23

152,81

0,96

19 Phúc Tân

35/0.4

122

160

624.310

74,50

143,68

0,90

20 Đồng Đèo

35/0.4

149

180

761.833

90,91

175,33

0,97

21 Xã Phuc Thuận

35/0.4

290

320

1.481.750

176,81

341,01

1,07

22 Phuc Thuận 4

35/0.4

100

484.530

57,82

111,51

1,12

23 Đầm Ban

35/0.4

100

455.504

54,35

104,83

1,05

24 TM Thịnh Thảo

35/0.4

226

250

1.155.000

137,82

265,81

1,06

25 Xóm 8

35/0.4

100

412.500

49,22

94,93

0,95

26 Trại Lợn

35/0.4

143

180

729.833

87,09

167,96

0,93

27 Ấp Lươn

35/0.4

100

429.552

51,26

98,86

0,99

28 Phuc Tân 1

35/0.4

100

432.500

51,61

99,54

1,00

29 UB X Phúc Tân 2

35/0.4

341.500

40,75

78,59

1,05

30 Cầu Đất

35/0.4

209.817

25,04

48,29

0,97

31 UB X Phuc Tân 1

35/0.4

150

180

768.833

91,74

176,94

0,98

32 TT. Q.Chu 2

35/0.4

100

513.310

61,25

118,13

1,18

33 TNHH Sáng Hào

35/0.4

240

250

1.225.131

146,19

281,95

1,13

299

182,33

351,65

0,98

34 Cty Chè Q.Chu

35/0.4

2x160

1.528.000

35 Xóm Chiềm

35/0.4

122

160

624.460

74,51

143,71

0,90

36 Tân Tiến

35/0.4

137

180

699.753

83,50

161,04

0,89

37 TT Quân Chu

35/0.4

220

250

1.123.412

134,05

258,54

1,03

38 UBX Quân Chu 2

35/0.4

124

160

634.100

75,67

145,93

0,91

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

39 UBND Xã Q.Chu

1.066.700

127,29

245,49

35/0.4

250

209

0,98

40 Đồng Hàng

35/0.4

160

646.000

126

77,09

148,67

0,93

41 Hòa Bình 2

35/0.4

332.100

39,63

76,43

1,02

42 Xóm Hòa Bình

35/0.4

100

389.440

46,47

89,63

0,90

43 Đầm Mương

35/0.4

250

1.089.650

213

130,02

250,77

1,00

44 Đầm Mong

35/0.4

100

425.467

50,77

97,92

0,98

45 Tr. Gà M Đức

35/0.4

180

759.833

149

90,67

174,87

0,97

46 Xóm Hồ

35/0.4

250

1.134.000

222

135,32

260,98

1,04

47 Bắc Sơn 3

35/0.4

100

416.674

49,72

95,89

0,96

48 Thuận Đức 1

35/0.4

180

695.820

136

83,03

160,14

0,89

49 TT Xã Minh Đức

35/0.4

250

1.088.553

213

129,89

250,52

1,00

50 Ba Quanh

35/0.4

100

500.320

59,70

115,14

1,15

51 TNHH Phú Thái

35/0.4

100

431.645

51,51

99,34

0,99

52 Cty Hoàng Dung

35/0.4

160

709.335

139

84,64

163,25

1,02

53 Xóm Chằm

35/0.4

100

376.520

44,93

86,65

0,87

54 Tân Lập

35/0.4

160

659.243

129

78,67

151,72

0,95

55 Suối Lạnh

35/0.4

180

784.739

154

93,64

180,60

1,00

56 Đèo Nhe

35/0.4

100

476.631

56,87

109,69

1,10

57 X.Bìa

35/0.4

180

773.453

151

92,29

178,00

0,99

58 Đèo Nứa

35/0.4

298.570

35,63

68,71

0,92

59 Q tải Bắc Sơn

35/0.4

250

1.155.000

226

137,82

265,81

1,06

60 Làng Nguyễn

35/0.4

400

1.561.705

305

186,35

359,41

0,90

61 QTải Thương Vụ

35/0.4

180

743.258

145

88,69

171,05

0,95

62 Đồng Mục

35/0.4

180

796.567

156

95,05

183,32

1,02

63 Nông Vụ 2

35/0.4

160

671.450

131

80,12

154,53

0,97

64 Vạn Kim

35/0.4

180

745.326

146

88,94

171,53

0,95

65 Cơ Phi 2

35/0.4

250

1.087.344

213

129,75

250,24

1,00

66 Bến Chảy

35/0.4

180

745.356

146

88,94

171,54

0,95

67 Gò Đồn

35/0.4

250

1.032.256

202

123,18

237,56

0,95

68 Làng Đanh

35/0.4

100

423.776

50,57

97,53

0,98

69 Hạ Đạt

35/0.4

100

407.941

48,68

93,88

0,94

35/0.4

250

1,03

1.122.345

220

133,93

258,30

70 Vạn Phúc

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

4.4.3. Tổn thất trên đường dây của lộ 376-E6.3

4.4.3.1 Thông số của các đoạn đường dây

Dựa vào số liệu ghi chép trong nhật ký vận hành của TBA E6.3 (Đơn vị quản lý

trực tiếp lộ 376-E6.3) từ đây tùy theo đoạn đường dây ta lấy hệ số kđt như bảng sau:

Số lượng trạm 3 4 - 6 7 - 15 16 - 25 ≥ 26 2

0,85 0,8 0,75 0,65 0,6 0,9 Kdt

Khi đó công suất tính toán tại một nút Ptt = Kđt.ΣPtti

Bảng 4.9: Thông số đường dây của lộ 376-E6.3

AC-95 AC-95 AC-95 AC-95 AC-95 AC-95 AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50

Dây dẫn

Chiều dài (km) 1,01 1,85 2,12 0,73 1,12 2,17 0,68 1,32 0,24 0,92 0,43 1,64 1,87 2,39 1,21 1,73 0,79 0,36 2,01 1,97 0,46 0,54 0,32 1,62 1,05 0,96 1,77 ro (Ω/km) 0,33 0,33 0,33 0,33 0,33 0,33 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,46 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 xo (Ω/km) 0,371 0,371 0,371 0,371 0,371 0,371 0,382 0,382 0,382 0,382 0,382 0,382 0,382 0,382 0,382 0,382 0,382 0,382 0,382 0,382 0,392 0,392 0,392 0,392 0,392 0,392 0,392 Đoạn dây 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 Điểm đầu XT 13 19 28 29 33 40 46 61 61A 65 67 5 12 22 26 30 35 36 41 52 55 59 52 10 16 20 Điểm cuối 13 19 28 29 33 40 46 61 61A 65 67 5 12 22 26 30 35 36 41 52 55 59 62 10 16 20 29

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

AC-50 AC-50

3,25 1,15

0,65 0,65

0,392 0,392

AC-50

1,75

0,65

0,392

AC-70

1,68

0,46

0,382

AC-70

1,55

0,46

0,382

AC-70

1,1

0,46

0,382

AC-70

0,48

0,46

0,382

AC-70

1,44

0,46

0,382

AC-70

1,91

0,46

0,382

AC-70

0,43

0,46

0,382

AC-70

0,35

0,46

0,382

AC-70

1,88

0,46

0,382

AC-50

0,76

0,65

0,392

AC-50

0,66

0,65

0,392

AC-50

1,94

0,65

0,392

AC-50

0,38

0,65

0,392

AC-50

0,52

0,65

0,392

AC-50

0,49

0,65

0,392

2.1

19G

AC-50

0,67

0,65

0,392

11.1

AC-50

0,22

0,65

0,392

12.1

AC-50

1,29

0,65

0,392

13.1

AC-50

1,88

0,65

0,392

13.2

AC-50

2,35

0,65

0,392

13.3

AC-50

0,71

0,65

0,392

13.4

AC-50

1,11

0,65

0,392

18.1

36D

AC-50

1,36

0,65

0,392

18.2

36D

AC-50

1,83

0,65

0,392

22.1

AC-50

0,54

0,65

0,392

22.2

AC-50

0,94

0,65

0,392

22.3

AC-50

1,09

0,65

0,392

22.4

AC-50

0,61

0,65

0,392

22.5

AC-50

0,68

0,65

0,392

22.6

AC-50

1,22

0,65

0,392

22.7

27D

AC-50

1,38

0,65

0,392

22.8

27D

27H

AC-50

0,48

0,65

0,392

33.1

AC-50

0,35

0,65

0,392

33.2

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

AC-50

0,66

0,65

0,392

33.3

AC-50

0,6

0,65

0,392

33.4

AC-50

1,7

0,65

0,392

39.1

AC-50

1,54

0,65

0,392

39.2

AC-50

1,52

0,65

0,392

39.3

AC-50

0,85

0,65

0,392

39.4

AC-50

1,24

0,65

0,392

40.1

10E

AC-50

1,2

0,65

0,392

40.2

10E

AC-50

1,33

0,65

0,392

40.3

AC-50

1,28

0,65

0,392

40.4

AC-50

0,59

0,65

0,392

40.5

AC-50

0,64

0,65

0,392

40.6

AC-50

0,91

0,65

0,392

40.7

4.4.3.2. Tính toán tổn thất điện áp trên các đoạn đường dây:

Bảng 4.10: Công suất tính toán và tổn thất điện áp tương ứng trên các đoạn

đường dây lộ 376-E6.3

Coi như điện áp đầu nguồn được điều chỉnh lên mức Ung=36,75 kV ta có:

(%)

Kđt

0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,65 0,65 0,65

4,50 3,61 2,60 2,40 2,10 1,54 1,32 0,91 0,84 0,57 0,46 0,05 -0,38 -0,85 -1,08 -1,40

Đoạn Chiều dài Loại dây (km) dây AC-95 1,01 1 AC-95 1,85 2 AC-95 2,12 3 AC-95 0,73 4 AC-95 1,12 5 AC-95 2,17 6 AC-70 0,68 7 AC-70 1,32 8 AC-70 0,24 9 AC-70 0,92 10 AC-70 0,43 11 AC-70 1,64 12 AC-70 1,87 13 AC-70 2,39 14 AC-70 1,21 15 AC-70 1,73 16 Pd.day Qd.day ∆Ud.day (kVAr) (kW) 6956 10540 6782 10275 6679 10119 3875 5871 3781 5728 3649 5529 3594 5446 3550 5379 3335 5052 3275 4962 3055 4628 2843 4308 2574 3900 2256 3419 2172 3291 2092 3170 (V) 174,84 312,22 352,36 70,39 105,37 197,05 75,35 144,45 24,67 92,88 40,49 143,74 148,39 166,23 81,01 111,59 Unút.cuối (V) 36575 36263 35911 35840 35735 35538 35462 35318 35293 35200 35160 35016 34868 34702 34621 34509

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 2.1 11.1 12.1 13.1 13.2 13.3 13.4 18.1 18.2 22.1 22.2 22.3 22.4

0,79 0,36 2,01 1,97 0,46 0,54 0,32 1,62 1,05 0,96 1,77 3,25 1,15 1,75 1,68 1,55 1,1 0,48 1,44 1,91 0,43 0,35 1,88 0,76 0,66 1,94 0,38 0,52 0,49 0,67 0,22 1,29 1,88 2,35 0,71 1,11 1,36 1,83 0,54 0,94 1,09

AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 AC-70 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50

0,65 0,65 0,65 0,65 0,75 0,75 1 0,75 0,8 0,8 0,8 0,85 0,9 1 0,6 0,6 0,6 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,75 0,8 0,85 0,9 1 0,9 1 0,9 0,85 0,9 1 1 0,9 1 0,75 0,9 0,8 0,8

3023 2738 2644 2556 1693 1594 1358 2334 2254 2114 2031 1947 1882 1841 4070 3860 3778 2988 2892 2809 2672 2599 2472 1800 576 377 295 216 150 320 408 482 223 134 89 181 88 1063 255 808 591

1995 1807 1745 1687 1117 1052 896 1540 1488 1395 1340 1285 1242 1215 2686 2547 2493 1972 1909 1854 1763 1716 1632 1188 380 249 195 143 99 211 269 318 147 88 59 120 58 702 168 533 390

48,60 20,05 108,14 102,47 20,22 22,35 11,28 98,16 61,46 52,68 93,33 164,33 56,18 83,66 139,11 121,72 84,55 29,18 84,73 109,15 23,38 18,51 94,57 35,51 9,86 18,97 2,91 2,92 1,91 5,57 2,33 16,13 10,88 8,18 1,63 5,23 3,10 50,52 3,58 19,72 16,74

34460 34440 34332 34230 34209 34187 34176 34132 34070 34017 33924 33760 33704 33620 35771 35650 35565 35536 35451 35342 35319 35300 35206 35170 35160 35141 35138 35136 36261 35154 35732 34852 34841 34833 34831 34435 34432 34137 34133 34113 34097

-1,54 -1,60 -1,91 -2,20 -2,26 -2,32 -2,35 -2,48 -2,66 -2,81 -3,07 -3,54 -3,70 -3,94 2,20 1,86 1,61 1,53 1,29 0,98 0,91 0,86 0,59 0,49 0,46 0,40 0,40 0,39 3,60 0,44 2,09 -0,42 -0,45 -0,48 -0,48 -1,61 -1,62 -2,47 -2,48 -2,53 -2,58

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

22.5 22.6 22.7 22.8 33.1 33.2 33.3 33.4 39.1 39.2 39.3 39.4 40.1 40.2 40.3 40.4 40.5 40.6 40.7

0,61 0,68 1,22 1,38 0,48 0,35 0,66 0,6 1,7 1,54 1,52 0,85 1,24 1,2 1,33 1,28 0,59 0,64 0,91

AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50 AC-50

0,8 0,85 0,9 1 0,8 0,8 0,85 0,9 0,8 0,8 0,85 0,9 0,75 0,8 0,8 0,8 0,85 0,9 1

469 264 139 64 789 643 433 214 672 520 429 280 1224 923 780 627 497 353 209

310 174 92 42 521 424 286 142 444 343 283 185 808 609 515 414 328 233 138

7,43 4,65 4,41 2,29 9,84 5,84 7,42 3,34 29,66 20,80 16,92 6,18 39,40 28,77 26,95 20,83 7,61 5,86 4,94

34089 34084 34080 34078 35555 35550 35542 35539 35176 35155 35138 35132 35131 35102 35075 35054 35047 35041 35036

-2,60 -2,62 -2,63 -2,63 1,59 1,57 1,55 1,54 0,50 0,44 0,40 0,38 0,37 0,29 0,21 0,15 0,13 0,12 0,10

Theo kết quả tính toán ở bảng trên ta nhận thấy chất lượng điện áp trên lộ

đường dây 471 –E6.6 đảm bảo tiêu chuẩn độ lệch cho phép :

-5%< <5%

Như vậy qua tính toán ở trên ta thấy chất lượng điện năng của đường dây 376 –

E6.3 đã được đảm bảo. Nhưng bên cạnh đó đường dây vẫn có tổn thất điện năng

cao do xuất hiện một số TBA làm việc quá tải và công tác quản lý vận hành chưa

hợp lý. Vì vậy cần phải có các biện pháp cải tạo và thay thế một số MBA quá tải

trên toàn tuyến.

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

CHƯƠNG V

ĐỀ XUẤT CÁC BIỆN PHÁP CẢI TẠO VÀ NÂNG CẤP

5.1. Các nguyên nhân gây tổn thất công suất và tổn thất điện năng trên lưới

điện.

Trong thực tế vận hành hệ thống lưới điện, để phân biệt một cách rõ nét các

loại hình gây nên các dạng tổn thất trong hệ thống điện nói chung và các lưới điện

của từng khu vực nói riêng, người ta phân ra các dạng chính gây nên tổn thất là: tổn

thất kỹ thuật và tổn thất phi kỹ thuật.

5.1.1.Tổn thất kỹ thuật:

5.1.1.1. Tổn thất trên đường dây:

Tổn thất trên đường dây xẩy ra khi có dòng điện chạy qua, làm đốt nóng

đường dây đó. Lượng công suất tác dụng bị tổn thất được xác định theo công thức:

∆P = 3I .R (kW)

Trong đó:

I- Là dòng điện chạy trên đường dây.

R- Là điện trở của dây dẫn.

Tổn thất công suất tác dụng được biểu diễn bằng sự phụ thuộc:

∆P = f( P, Q, U, I, δ, F)

Lượng công suất tác dụng P cần truyền tải trên đường dây là nhu cầu cần

thiết không thể giảm được nên khi xét giảm tổn thất ta ít xét đến yếu tố này.

Lượng công suất phản kháng Q cần truyền tải trên đường dây cần cho yêu

cầu của phụ tải. Tuy nhiên yêu cầu này có thể thay đổi được vì các phụ tải có thể

được cung cấp công suất phản kháng ngay tại chỗ bằng các thiết bị bù.

Điện áp U là yếu tố làm thay đổi đáng kể nhất đến tổn thất công suất trên

đường dây. Yếu tố này có liên qua hàng loạt đến các yếu tố khác như thiết bị, vốn

đầu tư…

Đối với một hệ thống cụ thể đang vận hành thì yếu tố này không thay đổi

được hoặc chỉ thay đổi trong phạm vi nhỏ. Tuy nhiên trong việc cải tạo và phát triển

hệ thống và nhất là trong quy hoạch thì yếu tố này cần phải chú ý tới nhiều nhất.

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

Tất nhiên việc lựa chọn một cấp điện áp tối ưu cho từng loại lưới điện cũng

là một bài toán tổng thể phải xem xét đến nhiều yếu tố khác nhau như vốn, chi phí

vận hành, lắp đặt, vận hành…

Chiều dài đường dây l: Là yếu tố liên quan trực tiếp đến cấu trúc lưới, sơ đồ

sử dụng. Nó còn ảnh hưởng đến chất lượng điện áp , bán kính vươn dài càng lớn thì

tổn thất càng lớn, độ lệch điện áp đầu và cuối đường dây lớn…

Tiết diện của dây dẫn F: Yếu tố này có liên quan trực tiếp đến chi phí vật liệu

và liên quan đến một số tiêu chuẩn kỹ thuật như: Hiện tượng vầng quang, đảm bảo

mặt cơ học…

Ta thấy rằng tất cả các yếu tố thay đổi ở trên đều có thể dẫn đến việc giảm

tổn thất trên đường dây, tuy nhiên có thể sẽ làm tăng thêm chi phí ở một số khâu

khác hoặc không thoả mãn ở một vài điều kiện kỹ thuật nào đó.

5.1.1.2. Tổn thất trong máy biến áp:

Ta xét máy biến áp 2 cuộn dây, tổn thất điện năng trong máy:

kWh (5.1) ∆Aba = ∆Pot + ∆PK

Trong đó: ∆Aba - Là tổn thất điện năng của máy biến áp, kWh.

t- Là thời gian vận hành của MBA, h.

St- Là công suất tải của MBA (kVA)

Sdm- Là công suất định mức của MBA (kVA)

- Là thời gian tổn thất công suất cực đại (h)

∆Po- tổn thất công suất tác dụng khi không tải của MBA (kW)

∆PK - Là tổn thất ngắn mạch của MBA (kW)

5.1.1.3. Tổn thất trong các thiết bị khác:

Trong các thành phần tổn thất kỹ thuật, ngoài tổn thất trên lưới và tổn thất

trong hệ thống điện còn phải kể đến tổn thất trong các thiết bị khác như các loại

máy cắt, dao cách ly…

5.1.2.Tổn thất phi kỹ thuật:

Như đã trình bày ở phần trên, tổn thất phi kỹ thuật là các tổn thất do các yếu

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

tố chủ quan gây ra như việc vận hành chưa hợp lý, phương thức quản lý…

Ta có thể thấy được một số các tổn thất phi kỹ thuật như: tổn thất do vận

hành cosφ thấp, tổn thất so đồ thị phụ tải không bằng phẳng, tổn thất do kết cấu lưới

chưa hợp lý…

5.2. Đề xuất các biện pháp cải tạo và nâng cấp lưới điện phân phối tỉnh Thái

Nguyên:

Qua số liệu tính toán ở trên đối với một số đường dây điển hình về tổn thất

điện năng của LĐPP tỉnh Thái Nguyên xin đề xuất một số biện pháp kỹ thuật nhằm

giảm tổn thất điện năng, giảm tổn thất điện áp và nâng cao chất lượng điện năng

phía phụ tải của các lộ đường dây.

5.2.1. Nâng cao điện áp định mức:

Theo tính toán ở trên ta thấy đường dây 10 kV trên địa bàn tỉnh vừa có tổn

thất điện năng cao vừa có tổn thất điện áp cao. Trong khi đó những đường dây 22

kV và đường dây 35 kV có tổn thất điện năng lớn nhất cũng vẫn đảm bảo chất

lượng điện năng yêu cầu. Vì vậy biện pháp đề xuất là nâng cấp toàn bộ những

đường dây 10 kV có tổn thất cao trên địa bàn tỉnh Thái Nguyên lên những cấp điện

áp cao hơn như 22 kV hoặc 35 kV tùy theo đặc thù của mỗi đường dây. Và ưu tiên

nâng cấp những đường dây có tổn thất điện năng và điện áp cao như đường dây

971-TG Phú Bình, 972 TG Phú Bình, 973-TG Phố Cò.

* Tính toán đường dây sau cải tạo với phương án nâng cao điện áp định

mức, ví dụ tính toán với đường dây 971-TG Phú Bình:

Ta giả sử nâng cấp đường dây 971-TG Phú Bình lên cấp điện áp định mức 22 kV

sử dụng các số liệu như trên ta tính toán và đưa ra được bảng so sánh sau:

Bảng 5.1: So sánh phương án nâng cấp điện áp:

Chưa nâng cấp (Uđm= 10 kV) Sau nâng cấp (Uđm= 22 kV)

Đoạn dây Loại dây dẫn

∆Pd.day (kW) 121,43 113,03 12,14 ∆Ad.day (kWh) 562325,22 523387,19 56219,55 ∆Ud.day ∆Pd.day (kW) 25,090 23,352 2,508 (V) 253,24 260,76 28,92 ∆Ad.day (kWh) 116.182,90 108.137,85 11.615,61 ∆Ud.day (V) 115,11 118,53 13,15 1 2 3 AC70 AC70 AC70

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

353,54 20,81 27,80 225,12 20,16 147,67 159,73 191,13 14,70 31,98 19,10 17,70 59,87 71,68 41,39 12,86 30,91 32,14 18,28 41,30 27,89 52,60 31,32 20,51 15,00 106,73 12,61 50,34 27,21 11,09 28,95 9,34

29,467 1,062 1,391 11,703 0,783 5,351 5,218 6,801 0,449 0,890 0,208 0,140 2,533 2,550 0,726 0,086 0,359 0,321 0,128 0,737 0,432 0,778 0,369 0,223 0,150 2,196 0,218 0,704 0,332 0,125 0,241 0,032

136.454,91 4.919,23 6.441,63 54.192,06 3.627,78 24.781,03 24.161,93 31.493,22 2.076,99 4.123,10 961,57 650,58 11.731,50 11.807,85 3.363,98 396,90 1.664,15 1.487,95 591,68 3.412,28 2.000,32 3.600,89 1.708,91 1.032,72 694,38 10.168,55 1.011,06 3.259,11 1.537,68 577,51 1.117,95 147,24

160,70 9,46 12,64 102,33 9,16 67,12 72,61 86,88 6,68 14,53 8,68 8,04 27,21 32,58 18,81 5,84 14,05 14,61 8,31 18,77 12,68 23,91 14,24 9,32 6,82 48,51 5,73 22,88 12,37 5,04 13,16 4,25

142,62 5,14 6,73 56,64 3,79 25,90 25,25 32,92 2,17 4,31 1,01 0,68 12,26 12,34 3,52 0,41 1,74 1,56 0,62 3,57 2,09 3,76 1,79 1,08 0,73 10,63 1,06 3,41 1,61 0,60 1,17 0,15

660441,76 23809,09 31177,50 262289,56 17558,46 119940,19 116943,75 152427,16 10052,64 19955,78 4654,01 3148,81 56780,48 57150,02 16281,69 1920,98 8054,49 7201,69 2863,75 16515,42 9681,53 17428,29 8271,12 4998,37 3360,79 49215,76 4893,53 15774,08 7442,39 2795,16 5410,87 712,63

AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1.1 1.2 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 7.1 7.2 7.3 7.4 13.1 13.2 13.3 13.4 13.5 13.6 13.7 13.8 13.9

 Tổn thất điện năng:

Từ kết quả tính toán trên ta tính được tổng tổn thất điện năng trên các đường

dây của lộ 971- TG Phú Bình sau nâng cấp là:

A = = 590.985 (kWh).

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

Trong khi trước nâng cấp là A = 2.861.083 (kWh).

Vậy tổn thất điện năng của lộ đường dây 971- TG Phú Bình sau nâng cấp từ

cấp điện áp 10 kV lên cấp điện áp 22 kV hàng năm giảm được khoảng :

2.861.083 – 590.985 = 2.270.098 (kWh).

Giá trị kinh tế làm lợi khoảng ∆C = 2.270.098 x1360 = 2.087.333.226 đ

Tổn thất điện năng tính theo phần trăm tổn thất của toàn lộ 971-TG Phú Bình sau nâng cấp còn khoảng: 1.209.280,50

∆A% = = .100% = 5,48 %

 Chất lượng điện năng:

Coi như điện áp của lộ 971-TG Phú Bình sau khi đã được điều chỉnh lên

23 kV ta có: TBA Nghiền được coi là TBA ở gần thanh góp đầu nguồn nhất có tổn

thất điện áp khoảng 115,11 V tương ứng độ lệch:

% =

= + 4,02 (%)

Tương tự dọc theo đường trục chính đến điểm nút đoạn số 13 (cột 100) điện áp là:

∆U1-13 = 788,89 V

Trạm xa nhất là TBA An Thành có tổn thất tổng điện áp lớn nhất trên toàn tuyến là :

∆U13.1-13.8= 123,84 V

∆UAn Thành = ∆U1-13 + ∆U13.1-13.8=788,89 + 123,84 = 912,73 V = 0,91273 kV

Độ lệch điện áp tương ứng so với Uđm là:

% An Thành=

.100 = 0,4 %

 Nhận xét chung :

Như vậy nếu nâng câp đường dây 971-TG Phú Bình lên cấp điện áp

Uđm= 22 kV, thì vừa đảm bảo chất lượng điện năng vừa giảm được một lượng lớn

tổn thất điện năng hàng năm trên đường dây. Và hàng năm công ty điện lực Thái

Nguyên sẽ giảm được khoảng 6,92 % tổn thất trung thế kỹ thuật trên đường dây

971-TG Phú Bình và nghành điện hàng năm sẽ tiết kiệm được khoảng

2.087.333.226đ tiền giảm tổn thất điện năng. Trong khi đó chất lượng điện năng

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

trên toàn lộ đường dây luôn được đảm bảo.

Nhưng để đưa được phương án trên vào thực tế đòi hỏi phải tốn kém rất nhiều

về mặt kinh tế – kỹ thuật cũng như sẽ tạm thời ảnh hưởng lớn tới tính liên tục cung

cấp điện cho các phụ tải trong quá trình nâng cấp. Nên cần phải có những đánh giá

cụ thể hơn những chuyên đề phân tích chuyên sâu hơn và có sự so sánh cả về tính

kinh tế – kỹ thuật cũng như những mặt khác giúp cho phương án trên có tính khả thi

cao hơn và được ứng dụng một cách hợp lý trong thực tiễn.

5.2.3. Biện pháp cải tạo dây dẫn:

Theo ghi nhận và ghi chép trong sổ nhật ký vận hành do ĐL Phú Bình trong năm

2013 với lộ đường dây 971-TG Phú Bình cho thấy. Đường dây này dùng dây AC70

cho đường trục từ đoạn 1 đến đoạn 13 (trên sơ đồ), trong khi đó dòng định mức cho

dây dẫn là 265A. Vào các thời điểm cao điểm tối (18h-19h) dòng định mức đo được

tại đầu nguồn cao nhất là 320 A. Điều này làm tăng tổn thất trên đường dây và cho

thấy đường dây thường xuyên vận hành quá tải. Bởi vậy đây là nguyên nhân kỹ

thuật chủ yếu cần khắc phục cho lộ 971-TG Phú Bình nhằm giảm tổn thất điện năng

và nâng cao chất lượng điện năng trên đường dây. Qua đây đề xuất biện pháo cải

tạo và nâng cấp tiết diện dây dẫn cho đường dây.

* Tính toán cải tạo cho đường trục chính từ đoạn 1-13 của lộ đường dây 971-TG

Phú Bình :

Vì vậy ta đi tính chọn tiết diện dây dẫn cho lộ đường dây. Với loại dây sử

dụng là dây AC ta tính được :

= Imax1= =353,87 A > Icp(AC-70) =265 A

Vậy ta chọn dây AC-120 cho công tác cải tạo đoạn 1.

Với dòng Icp=380A > Imax=353,87 A

Các đoạn khác tính như bảng sau:

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

Bảng 5.2: Đánh giá tiết diện dây dẫn làm việc trên các đoạn đường dây

Đoạn Icp Pd.day Imax Dây dẫn Đánh giá

4.561

309,81

4.383

297,70

2.685

182,37

2.631

178,71

2.734

185,68

2.044

138,82

1.906

129,44

1.718

116,67

1.871

127,09

1.605

109,00

1.464

99,45

517

35,13

378

25,66

2.014

136,78

1.693

114,99

56,74

835

21,55

317

37,59

553

32,31

476

22,59

333

57,67

849

50,07

737

47,78

703

38,09

561

35,15

517

32,31

476

66,50

979

55,95

824

45,19

665

39,45

581

(kW) 5.210 4.709 (A) 353,87 319,87

AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 AC50 dây 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1.1 1.2 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 7.1 7.2 7.3 7.4 13.1 13.2 13.3 13.4 13.5 13.6 (A) 265 265 265 265 265 265 265 265 265 265 265 265 265 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 210 Không đảm bảo Không đảm bảo Không đảm bảo Không đảm bảo Đảm bảo Đảm bảo Đảm bảo Đảm bảo Đảm bảo Đảm bảo Đảm bảo Đảm bảo Đảm bảo Đảm bảo Đảm bảo Đảm bảo Đảm bảo Đảm bảo Đảm bảo Đảm bảo Đảm bảo Đảm bảo Đảm bảo Đảm bảo Đảm bảo Đảm bảo Đảm bảo Đảm bảo Đảm bảo Đảm bảo Đảm bảo Đảm bảo

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

535

36,35

397

26,95

13.7 13.8 AC50 AC50 210 210 Đảm bảo Đảm bảo

Như vậy theo như kết quả tính ở trên về phần tiết diện dây dẫn ở thời điểm hiện

tại chỉ cần cải tạo đoạn đường dây AC-70 trên trục chính từ đoạn đường trục chính

1 đến đoạn 4 như bảng sau:

* Tính toán những đoạn đường dây cải tạo :

Bảng 5.3: Các đoạn đường dây cải tạo

0,27

0,365

380

71,750

332.252,58

181,99

81,622

377.967,16

211,03

330 330

8,767

40.599,28

23,40

330

102,996

476.941,93

286,12

Đoạn Chiềudài ∆Pd.day ∆Ad.day r0 x0 Icp Dâydẫn dây (km) (Ω/km) (Ω/km) (A) (kW) (kWh) ∆Ud.day (V)

AC120 AC95 AC95 AC95 1 2 3 4 0,69 0,786 0,09 1,145 0,33 0,33 0,33 0,371 0,371 0,371

 Tổn thất điện năng sau cải tạo:

A = = 2.293.499 (kWh).

So với trước cải tạo có A = 2.861.083 (kWh) hàng năm ngành điện sẽ giảm được khoảng 567.584 kWh ứng với giá trị kinh tế làm lợi khoảng 771.914.240 đ Tổn thất điện năng tính theo phần trăm tổn thất của toàn lộ 971-TG Phú Bình sau

cải tạo trên là:

∆A% = = .100% = 10,67 %

 Chất lượng điện năng :

Tương tự dọc theo đường trục chính đến điểm nút đoạn số 13 (cột 100) điện áp là:

∆U1-13 = 1545 V

Trạm xa nhất là TBA An Thành có tổn thất tổng điện áp lớn nhất trên toàn

tuyến là :

∆U13.1-13.9= 283 V

∆UAn Thành = ∆U1-13 + ∆U13.1-13.9= 1828 V = 1,828 kV

Độ lệch điện áp tương ứng so với Uđm là:

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

% An Thành=

.100 = -13,28 %

 Nhận xét chung :

Như vậy nếu cải tạo dây dẫn trục chính từ đoạn 1 đến đoạn 4 theo phương

án trên mỗi năm ngành điện sẽ tiết kiệm được khoảng 771.914.240 đ tiền tổn thất

điện năng trên lộ đường dây 971-TG Phú Bình. Đồng thời giảm được khoảng 1.73

% tổn thất điện năng kỹ thuật trên đường dây. Nhưng chất lượng điện năng trên

đường dây sau cải tạo vẫn chưa được đảm bảo.

Vì vậy để phương án trên trở nên tối ưu thì cần kết hợp với nhiều phương án

cải tạo khác giúp giảm được tổn thất điện năng đồng thời nâng cao được chất lượng

điện năng trên toàn lộ đường dây.

5.2.3. Thay thế các MBA quá tải:

Tổn thất điện năng cao được xuất phát từ nhiều nguyên nhân khác nhau trong

đó có nguyên nhân một số MBA thường xuyên vận hành quá tải. Vì vậy cần tìm ra

những MBA làm việc quá tải với khả năng tải vượt khả năng quá tải bình thường.

* Đường dây 971-TG Phú Bình :

Trên lộ 971-TG Phú Bình có nhiều MBA quá tải làm giảm chất lượng điện

năng và tăng tổn thất điện năng trên đường dây. Qua số liệu tính toán ở trên ta có :

Bảng 5.4: Các MBA quá tải của lộ 971 –TG Phú Bình

190,42 204,92 193,16 193,16 266,11 189,63 200,22 199,04 190,80

1,06 1,14 1,07 1,07 1,06 1,05 1,11 1,11 1,06

Stải STT Tên trạm Kmt Nhận xét Udm (KV) Sđm (kVA) (kVA)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 Quá tải Quá tải Quá tải Quá tải Quá tải Quá tải Quá tải Quá tải Quá tải 10/0.4 Phương Độ 10/0.4 Tân Sơn 2 10/0.4 Đình Cả 10/0.4 L.Ngò 10/0.4 Giếng Mật 10/0.4 L.Nguyễn 10/0.4 Lương Phú 2 X. Quyết Tiến 10/0.4 10/0.4 An Thành 180 180 180 180 250 180 180 180 180

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

Đề xuất thay thế hoặc phân bố lại công suất cho các máy biến áp bị quá tải vượt

Đề xuất thay thế hoặc phân bố lại công suất cho các máy biến áp bị quá tải vượt khả

năng quá tải bình thường của MBA. Với lộ 971-TG Phú Bình, ta sẽ phải thay thế

các MBA trên bằng những MBA có công suất lớn hơn, ta có phương án thay thế

như sau:

Bảng 5.5 : Đề xuất các MBA thay thế của đường dây 971 – TG Phú Bình

Stải STT Tên trạm Kmt Udm (KV) Sđm (kVA) (kVA)

190,42 204,92 193,16 193,16 266,11 189,63 200,22 199,04 190,80

0,76 0,82 0,77 0,77 0,83 0,76 0,80 0,80 0,76

250 250 250 250 320 250 250 250 250 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Phương Độ Tân Sơn 2 Đình Cả L.Ngò Giếng Mật L.Nguyễn Lương Phú 2 X. Quyết Tiến An Thành 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4 10/0.4

* Đường dây 471-E6.6 :

Trên lộ đường dây 471-E6.6 có rất nhiều TBA đang vận hành quá tải với hệ

số tải thường xuyên vượt mức cho phép. Trong đó có một số TBA đã vượt hệ số tải

cho phép. Vì vậy đề xuất thay thế những MBA trên bằng những MBA có dung

lượng lớn hơn, phù hợp với khả năng tải yêu cầu của phụ tải. Ta có bảng dung

lượng các MBA quá tải sau nâng cấp như sau :

Bảng 5.6: Các MBA quá tải của các trạm đường dây 471-E6.6

1,08 1,07 1,09 1,07 1,10 1,11 1,06

Cấp STT Tên trạm biến áp Kmt Nhận Xét điện áp SđmBA (kVA) Stải (kVA)

194,48 107,21 175,14 193,14 197,21 55,44 169,04 1 2 3 4 5 6 7 Làng Lân Trường Học Phấn Mễ Minh Hợp Tức Tranh 3 Phú Thọ Pháng 3 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 180 100 160 180 180 50 160 Quá tải Quá tải Quá tải Quá tải Quá tải Quá tải Quá tải

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

1,10

8 176,30 Phú Nam 2 22/0.4 160 Quá tải

Bảng 5.7 : Đề xuất các MBA thay thế của đường dây 471 – E6.6

0,78 0,60 0,97 0,77 0,79 0,55 0,94 0,98

Cấp STT Tên trạm biến áp Kmt điện áp SđmBA (kVA) Stải (kVA)

1 2 3 4 5 6 7 8 194,48 107,21 175,14 193,14 197,21 55,44 169,04 176,30 Làng Lân Trường Học Phấn Mễ Minh Hợp Tức Tranh 3 Phú Thọ Pháng 3 Phú Nam 2 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 22/0.4 250 180 180 250 250 100 180 180

* Đường dây 376-E6.3

Bảng 5.8: Các MBA quá tải của các trạm đường dây 376-E6.3

Phuc Thuận 3

Phuc Thuận 4 TM Thịnh Thảo TT. Q.Chu 2 TNHH Sáng Hào

100 180 250 100 320 100 250 100 250 100 100 250

108,05 197,88 288,82 106,44 341,01 111,51 265,81 118,13 281,95 115,14 109,69 265,81

1,08 1,10 1,16 1,06 1,07 1,12 1,06 1,18 1,13 1,15 1,10 1,06

Stải STT Tên trạm biến áp Kmt Đánh giá Cấp điện áp (kV) SđmBA (kVA) (kVA)

35/0.4 35/0.4 35/0.4 35/0.4 35/0.4 35/0.4 35/0.4 35/0.4 35/0.4 35/0.4 35/0.4 35/0.4 1 HTX Quyết Thắng 2 Phuc Thuận 1 3 Xóm Hà 4 5 Xã Phuc Thuận 6 7 8 9 10 Ba Quanh 11 Đèo Nhe 12 Q tải Bắc Sơn Quá tải Quá tải Quá tải Quá tải Quá tải Quá tải Quá tải Quá tải Quá tải Quá tải Quá tải Quá tải

Như bảng trên ta thấy trên lộ đường dây 376-E6.3 có rất nhiều MBA đang

thường xuyên vận hành quá tải vượt khả năng tải cho phép. Vì vậy đề xuất thay thế

những MBA trên bằng những MBA có dung lượng lớn hơn, phù hợp với khả năng

tải của TBA theo yêu cầu của phụ tải, nhằm giảm tổn thất điện năng và nâng cao

chất lượng điện năng. Ta có dung lượng thay thế đề xuất như bảng sau:

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

Bảng 5.9 : Các MBA đề xuất thay thế của lộ 376- E6.3

Phuc Thuận 3

Phuc Thuận 4 TM Thịnh Thảo TT. Q.Chu 2 TNHH Sáng Hào

160 250 320 160 400 160 320 160 320 160 160 320

108,05 197,88 288,82 106,44 341,01 111,51 265,81 118,13 281,95 115,14 109,69 265,81

0,68 0,79 0,90 0,67 0,85 0,70 0,83 0,74 0,88 0,72 0,69 0,83

STT Tên trạm biến áp Cấp điện áp (kV) SđmBA (kVA) Stải Kmt (kVA)

5.3. Đề xuất một số biện pháp lâu dài giảm tổn thất cho lưới điện phân phối tỉnh

Thái Nguyên.

Dưới đây là một vài biện pháp có thể áp dụng cho lưới điện trung áp tỉnh

Thái Nguyên:

- Đầu tư lắp đặt thêm các điểm nguồn, các trạm biến áp trung gian để đảm

bảo cấp điện áp ổn định, không phải cắt điện do thiếu nguồn, giảm được tình trạng

cấp điện cho đường dây quá dài điện áp thấp.

- Lắp đặt thêm các máy biến áp nhỏ để cắt các máy biến áp lớn khi không sử

dụng ra khỏi nguồn để giảm tổn thất không tải của các máy này.

-Nâng cao hệ số công suất của lưới điện, bắt buộc các khách hàng công

nghiệp đặt tụ bù. Phân bố phụ tải theo khu vực, khuyến khích các thành phần sử

dụng điện vào giờ thấp điểm đêm

5.3.1. San phẳng đồ thị phụ tải

Cần có những biện pháp điều chỉnh phù hợp để san phẳng đồ thị phụ tải, làm

giảm công suất tải của lưới ở những thời điểm quá tải. Trong đó, các phụ tải công

nghiệp, dịch vụ là những phụ tải có thể điều chỉnh nhờ việc san tải trong các nhà

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

máy công nghiệp các khu chế suất trên địa bàn tỉnh. Bố trí tăng ca giảm tải ở những

khu công nghiệp, nhà máy công nghiệp có công suất hoạt động lớn.

5.3.2. Cân bằng tải giữa các pha

Biện pháp này có tác dụng làm đối xứng lại hệ thống 3 pha, giảm tổn thất

điện năng do dòng điện trong dây trung tính giảm xuống.

Biện pháp này áp dụng vào lưới 0,4 kV sẽ mang lại hiệu quả cao. Để cân

bằng tải giữa các pha thì khi lắp đặt các công tơ của thụ điện để từ đó có thể phân

phối tải giữa các pha sao cho có sự cân bẳng tải giữa các pha.

5.3.3. Bù công suất phản kháng tại các phụ tải điện, trạm biến áp và trên đường dây nhằm nâng cao hệ số cos .

Ta có:

(kW) (5.3)

Để giảm tổn thất trên đường dây ta bù lại lượng công suất phản kháng đã bị

tiêu hao trong quá trình truyền tải, hay là nâng cao hệ số công suất cos của lưới.

Với biện pháp này sẽ làm tăng chi phí khấu hao do phải bỏ ra một lượng vốn

đầu tư nhất định để mua trang thiết bị. Do vậy khi thực hiện phương pháp phải làm

bài toán so sánh kinh tế giữa các phương án sao cho chi phí là nhỏ nhất.

Ngoài ra ta có thể nâng cao hệ số cos tại thanh cái phía trên điện áp thấp

của các trạm biến áp phân phối, phân xưởng, nhà máy xí nghiệp bằng cách đặt tụ

điện điện áp thấp. Biện pháp này hoàn toàn có thể thực hiện được. Yêu cầu các hộ

tiêu thụ điện lớn, cơ quan, nhà máy xí nghiệp có hệ số cos không đạt quy định

phải đặt thiết bị bù công suất phản kháng.

Việc đặt các cơ cấu bù công suất phản kháng đòi hỏi những chi phí nhất

định, vì vậy cần phải tính toán lựa chọn dung lượng bù cũng như vị trí đặt tụ bù một

cách hợp lý nhất.

Ví dụ như đường dây có tổn thất lớn nhất của LĐPP tỉnh Thái Nguyên là

đường dây 971-TG Phú Bình. Đề xuất đặt một bộ tụ bù 300 kVAR tại vị trí cột 100

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

điểm cuối của đường trục chính của đoan 13 trên đường dây. Khi đó ta có công suất

phản kháng trên các đoạn đường dây như sau :

Đoan 1 : Qd1 = 3334 – 300 = 3034 kVAR

Tương tự ta có công suất các đoạn còn lại từ đoạn 1 đến đoạn 13 như bảng sau :

Bảng 5.10 : Tính toán đường dây 971-TG Phú Bình sau khi lắp đặt bộ tụ bù

300 kVAR ở vị trí cột 100.

5.210

3.334

115,37

534244,20

245,34

4.709

3.014

106,81

494617,35

251,75

4.561

2.919

11,45

53034,33

27,89

4.383

2.805

134,23

621587,58

340,42

2.685

1.718

4,67

21604,22

19,55

2.631

1.684

6,10

28236,93

26,08

2.734

1.749

51,48

238392,00

211,72

2.044

1.308

3,34

15486,44

18,55

1.906

1.220

22,65

104902,96

135,07

1.718

1.099

21,80

100927,88

144,61

1.871

1.198

28,72

133014,76

174,52

1.605

1.027

1,86

8595,40

13,21

Dâydẫn Pd.day (kW) Qd.day (kVAr) ∆Pd.day (kW) ∆Ad.day (kWh) ∆Ud.day (V)

1.464

937

3,64

16837,30

28,42

Chiềudài (km) 0,69 0,786 0,09 1,145 0,11 0,15 1,169 0,14 1,1 1,32 1,45 0,13 0,31 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 AC70 Đoạn dây 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

So với trước cải tạo có A = 2.861.084 (kWh) hàng năm ngành điện sẽ giảm được khoảng 185.047 kWh.

A = = 2.676.037 (kWh).

Tổn thất điện năng tính theo phần trăm tổn thất của toàn lộ 971-TG Phú Bình sau

cải tạo trên là:

∆A% = = .100% = 11,81 %

 Chất lượng điện năng:

Tương tự dọc theo đường trục chính đến điểm nút đoạn số 13 (cột 100) điện áp là:

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

∆U1-13 = 1540 V

Trạm xa nhất là TBA An Thành có tổn thất tổng điện áp lớn nhất trên toàn

tuyến là :

∆U13.1-13.8= 281,8 V

∆UAn Thành = ∆U1-13 + ∆U13.1-13.8 = 1918,9 V = 1,9189 kV

Độ lệch điện áp tương ứng so với Uđm là:

% An Thành=

.100 = -14,18 %

Như vậy nếu đặt thêm một bộ tụ bù vào vị trí cột cuối 100 của trục chính lộ

đường dây sẽ giảm được khoảng 0,6 % tổn thất điện năng trung áp trên toàn lộ

đường dây. Nhưng chất lượng điện năng vẫn chưa được đảm bảo, nên có thể tính

toán để đặt thêm một số bộ tụ bù trên đường dây sao cho đảm bảo được cả bài toán

kinh tế lẫn bài toán kỹ thuật. Hoặc có thể kết hợp với những phương án khác sao

cho đạt hiệu quả cao nhất nhằm giảm tổn thất điện năng và nâng cao chất lượng

điện năng cho đường dây 971 – TG Phú Bình nói riêng và những lộ đường dây khác

của LĐPP tỉnh Thái Nguyên.

5.4. Nhận xét

Các biện pháp quản lý vận hành để giảm tổn thất điện năng trên lưới điện tuy

chỉ làm giảm một lượng nhỏ điện năng tổn thất nhưng lại có chi phí thấp, nó góp

phần quan trọng vào công việc giảm tổn thất điện ngang trên lưới điện của ngành

điện, và nó cũng góp phần nâng cao chất lượng điện của lưới điện.

Các biện pháp kỹ thuật để giảm tổn thất điện năng trên lưới điện có chi phí

tương đối lớn nhưng nó làm giảm đi một lượng điện năng tổn thất tương đối lớn.

Từ các giải pháp giảm tổn thất điện năng đề xuát ở trên phương án nâng cấp

điện áp truyền tải kết hợp với phương pháp đặt tụ bù tại các trạm biến áp tiêu thụ là

cách tốt nhất để giảm tổn thất điện năng đối với những LĐPP có cấp điện áp vận

hành thấp như 6 kv và 10 kV bởi vì những lý do sau:

- Phương pháp nâng cấp điện áp truyền tải từ 10 kV lên 22kV giúp giảm một

lượng tổn thất điện năng đáng kể, bên cạnh đó đường dây 10 kV phù hợp với đường

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

dây 22 kV nên không cần thay thế đường dây khi nâng điện áp truyền tải. Hơn nữa,

việc nâng điện áp truyền tải lên 22 kV phù hợp với xu thế của ngành điện là thống

nhất hệ thống lưới điện Việt Nam về 22 kV.

- Phương pháp đặt tụ bù tại các trạm biến áp tiêu thụ vừa có tính kỹ thuật là

giảm được tổn thất điện năng lại vừa có tính kinh tế hơn so với các phương pháp

khác.

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

KẾT LUẬN

Nhằm đánh giá tổn thất điện năng trong LĐPP tỉnh Thái Nguyên, do số liệu

thu thập được của các phụ tải là hạn chế, nhất là đối với bài toán quy hoạch thiết kế

lưới điện, thông thường các phương pháp kinh nghiệm gần đúng sẽ được áp dụng

trong tính toán. Hiện nay tại Việt Nam, các phương pháp tính toán tổn thất điện

năng kỹ thuật đang được sử dụng cho lưới điện phân phối thường dựa trên cơ sở

công thức kinh nghiệm của nước ngoài. Điều đó có thể dẫn đến kết quả đánh giá

không thực sự phù hợp với điều kiện của phụ tải trong LĐPP Việt Nam nói chung

và LĐPP tỉnh Thái Nguyên nói riêng hiện tại. Cần thiết có những so sánh và đánh

giá mức độ phù hợp của các phương pháp tính toán tổn thất điện năng cho các loại

phụ tải khác nhau của LĐPP tỉnh Thái Nguyên.

Luận văn đã thực hiện nghiên cứu và tìm ra phương pháp tính toán phù hợp

cho lưới điện tỉnh Thái nguyên là phương pháp tính tổn thất theo thời gian tổn thất

công suất cực đại. Áp dụng phương pháp tính toán trên vào tính toán cho một số lộ

đường dây có tổn thất cao của LĐPP tỉnh Thái Nguyên điển hình là lộ đường dây

971 – TG Phú Bình. Từ kết quả tính toán đưa ra những đánh giá và nhận xét chung,

qua đó đề xuất ra những phương án nâng cấp và cải tạo những lộ đường dây có tổn

thất điện năng cao.

Về phần đánh giá chất lượng điện năng, tác giả đã lựa chọn ra 3 lộ đường dây

có tổn thất điện năng cao nhất tương ứng với 3 LĐPP điển hình của tỉnh Thái

Nguyên là đường dây 971-TG Phú Bình, đường dây 471-E6.6 và đường dây 376 –

E6.3. Qua đó, áp dụng tính toán tổn thất điện áp và đánh giá chất lượng điện áp và

điện năng chung cho cả lưới điện. Từ kết quả tính toán và đánh giá chất lượng điện

năng cho thấy những đường dây không đáp ứng chất lượng điện năng với điện áp

tổn thất vượt quá giá trị cho phép chủ yếu là đường dây 10 kV.

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

Luận văn đã đề xuất những biện pháp nâng cấp và cải tạo những đoạn đường

dây có tổn thất điện năng cao. Và tính toán lại đường dây 971 –TG Phú Bình ứng

với những phương án được đề xuất để quá đó có cơ sở thực tiễn để đánh giá ưu

nhược điểm của từng phương án.

Từ những phương án nâng cấp và cải tạo đó, luận văn cũng chỉ ra những lợi

ích về mặt kinh tế và kỹ thuật cho từng phương án. Qua đó, có những so sánh về bài

toán kinh tế à kỹ thuật cho từng phương án và đánh giá chung để những phương án

đó trở nên tối ưu nhằm áp dụng một cách hợp lý chúng vào thực tế cho LĐPP tỉnh

Thái Nguyên.

Những tính toán ở trên với các phương án được đề xuất vẫn chỉ tạm thời được

tính toán trên cơ sở tính toán lý thuyết. Nên để ứng dụng vào thực tế quản lý vận

hành LĐPP tỉnh Thái Nguyên vẫn cần có những đánh giá và phân tích lớn hơn

nhằm lựa chọn phương án hợp lý nhất phù hợp với thực tế vận hành từng loại lưới

điện trên địa bàn tỉnh Thái Nguyên.

Kü ThuËt §iÖn H íng HT§

LuËn V¨n Th¹c Sü

PHỤ LỤC

(Gồm bảng biểu, hình vẽ… và các phần bổ xung cho nội dung luận văn)

TÀI LIỆU THAM KHẢO

1. Trần Bách (2004). Lưới điện và Hệ thống điện, Tập 1,2. NXB Khoa học và Kỹ

thuật, Hà Nội.

2. Trần Bách (2007). Giáo trình lưới điện. NXB Giáo Dục, Hà Nội.

3. Bộ Công thương (2010). Quy định hệ thống điện phân phối. Công văn số

32/2010/TT-BCT, Hà Nội.

4. Nguyễn Văn Đạm (1999). Mạng điện. NXB Khoa học và Kỹ thuật, Hà Nội.

5. Hội Điện lực Việt Nam (2011). Đánh giá tiềm năng và các giải pháp giảm tổn

thất điện năng trong hệ thống điện Việt Nam đến năm 2015. Dự án nghiên cứu

khoa học cấp nhà nước. Bộ Công thương, Hà Nội.

6. Lã Minh Khánh, Trương Ngọc Minh, Trần Kỳ Phúc, Trương Khánh Điệp

(2012). Một phương pháp xây dựng đồ thị phụ tải cho lưới điện phân phối Việt

Nam. Tạp chí Khoa học và Công nghệ, số 90, Hà Nội.

7. Nguyễn Ngọc Kính (2005). Tìm hiểu các phương pháp tính TTĐN trong lưới

điện phân phối, Đề suất phương pháp tính TTĐN mới và ứng dụng tính TTĐN

cho lưới phân phối Việt Nam. Luận văn thạc sỹ, ĐH Nông Nghiệp Hà Nội.

8. Phùng Văn Phú (2008). Tìm hiểu các phương pháp đánh giá tổn thất điện năng

kỹ thuật trong lưới điện phân phối, ứng dụng đánh giá tổn thất điện năng cho

lưới phân phối Việt Nam. Luận văn thạc sỹ, ĐH Bách Khoa Hà Nội.

9. Quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia giai đoạn 2006-2015 có xét đến năm

2025. Quyết định phê duyệt số 110/2007/QĐ-TTg ngày 18/7/2007.

10. Quyết định của Thủ tướng về chương trình tiết kiệm điện giai đoạn 2006-2010,

số 80/2006/QĐ-TTg ngày 14/4/2006.

11. Nguyễn Văn Sắc, Nguyễn Ngọc Kính (1999). Mạng điện nông nghiệp. NXB

Giáo Dục, Hà Nội.

12. Bùi Ngọc Thư (2007). Mạng cung cấp & Phân phối điện. NXB Khoa học và Kỹ

thuật Hà Nội.

13. Tập đoàn Điện lực Việt Nam EVN (2008). Quy định về tính toán tổn thất điện

năng tại các đơn vị điện lực toàn quốc. Công văn số 288/QĐ-EVN-KTLĐ-

KD&ĐNT, Hà Nội.

14. Central Intelligence Agency (2012). The World Factbook - Country

Comparison. Internet Publication.

15. De Oliveira M.E, Boson D.F.A, Padilha-Feltrin A. (2008), A Statistical Analysis

of Loss Factor to Determine the Energy Losses, Transmission and Distribution

Conference and Exposition: Latin America, IEEE/PES.

16. Grainger J.J., Kendrew T.J. (1989), Evaluation of Technical Losses on Electric

Distribution Systems, IEEE/PES 10th International Conference on Electricity

Distribution, CIRED.

17. Gustafson M.W., Baylor J.S. (1989), Approximating the System Losses

Equation, IEEE Power Engineering Review, Volume 9, Issue 8.

18. Gustafson M.W., Baylor J.S. (1988), The equivalent hours loss factor revisited

power systems. IEEE Transactions on Power Systems, Vol.3, No.4.

19. La Minh Khanh, Truong Ngoc Minh, Phung Van Phu (2012). Evaluation of the

relationship between load and loss factors in Vietnam power distribution

networks. Journal of Science and technology, No. 89, Vol. 1.

20. Santos D. Cicero M.P (2006), Determination of Electric Power Losses in

Distribution Systems, IEEE/PES Transmission & Distribution Conference and

Exposition: Latin America.

21. Turan Goenen (1986). Electric Power Distribution System Engineering. Mc-

Graw Hill Series in Electrical Engineering.

Luận văn Thạc sỹ kỹ thuật điện: Nghiên cứu các phương pháp tính toán tổn thất điện năng, đánh giá chất lượng điện năng tỉnh thái nguyên, đề xuất các phương án cải tạo và nâng cấp lưới điện trung áp tỉnh Thái Nguyên

NỘI DUNG LUẬN VĂN

Biểu đồ phụ tải tỉnh Thái Nguyên năm 2013

* Xác định I2

- Năng lượng tiêu thụ của toàn mạng:

- Xác định dòng điện trung bình ở đầu nguồn cung cấp A dựa vào giá trị đo

- Dòng trung bình trạm 2, 3:

- Xác định dòng trung bình:

TT

TT

T(h) 175

P(kW) 2174,14

T(h) 175

P(kW) 3677,51

1

25

2

26

3

27

4

28

5

29

6

30

7

31

8

32

9

33

10

34

11

35

12

36

13

37

14

38

15

39

16

40

17

41

18

42

19

43

20

44

21

45

22

46

23

47

24

48

STT Tên trạm biến

(kVA)

(kWh)

Cấp điện áp (kV) 35/0.4

(kW) 268

(kVAr) 163,69

(kVA) 315,69

KẾT LUẬN

PHỤ LỤC

TÀI LIỆU THAM KHẢO

Có thể bạn quan tâm

Tài liêu mới

AI tóm tắt

Giới thiệu tài liệu

Đối tượng sử dụng

Từ khoá chính

Nội dung tóm tắt

Giới thiệu