PowerPoint Tính toán tổn thất điện năng và đề xuất một số biện pháp giảm tổn thất điện năng lộ 471 E27.2 Gia Bình – Bắc Ninh.

KHOA CƠ ĐIỆN

BÁO CÁO
KHĨA LUẬN TỐT NGHIỆP

Đề tài: Tính tốn tổn thất điện năng và đề xuất một số biện pháp giảm tổn thất điện năng lộ 471 - E27.2 Gia Bình – Bắc Ninh.

Giáo viên hướng dẫn

:

Sinh viên thực hiện

:

Mã sinh viên

:

Lớp

: K56KTD


Bố cục báo cáo

Đặt vấn đề

A
B

Nội dung

1
2

Các phương pháp xác định tổn thất điện năng

3

Lựa chọn phương pháp tính

4

Áp dụng tính tổn thất điện năng cho lộ 471

5
6

C

Đặc điểm tự nhiên, kinh tế - xã hội của huyện Gia Bình và thực trạng lưới điện của lộ 471 - E27.2 Gia Bình – Bắc Ninh

Cơ sở lý thuyết về nguyên nhân và biện pháp giảm tổn thất điện năng
Phân tích các nguyên nhân gây tổn thất và đề xuất một số biện pháp giảm tổn thất điện năng trên lộ 471

Kết luận và kiến nghị


Đặt vấn đề

1.1. Tính cấp thiết của đề tài

Điện năng được chuyển đến các hộ tiêu thụ, các xí nghiệp, nhà máy thông qua dây dẫn và trạm biến áp bao giờ cũng có một tổn thất nhất định. Lượng điện năng
tổn thất gây thiệt hại cho nền kinh tế cũng như ảnh hưởng lớn đến chất lượng điện năng của các hộ tiêu thụ. Do đó nhiều tác giả trên thế giới đã nghiên cứu và đưa ra các
phương pháp tính tổn thất điện năng với yêu cầu thu thập dữ liệu dễ dàng, đơn giản, kết quả tính tốn tin cậy và tương đối chính xác. Tuy nhiên việc tính tổn thất điện
năng là một trong những vấn đề khó vì nó có khá nhiều các tham số bất định và cho đến ngày nay việc lựa chọn phương pháp tính tối ưu nhất vẫn là vấn đề đang được
quan tâm.

1.2. Mục tiêu nghiên cứu

Tìm hiểu và lựa chọn phương pháp tính tổn thất điện năng; tính tốn tổn thất điện năng, phân tích các nguyên nhân gây tổn thất và đề ra một số biện pháp giảm
tổn thất điện năng.


Chương 1: Đặc điểm tự nhiên, kinh tế, xã hội của huyện Gia Bình và thực trạng lưới điện của lộ 471 - E27.2 Gia Bình –
Bắc Ninh

Đặc điểm tự nhiên

−
−
−

2
Diện tích đất tự nhiên là 107,8 km , diện tích đất nơng nghiệp: 4300 ha; diện tích rừng: 44,42 ha.
Dốc từ Tây sang Đông và từ Tây Bắc xuống Đơng Nam
Khí hậu nhiệt đới gió mùa, nhiệt độ trung bình năm là 23,3°C.

Kinh tế - xã hội
Năm 2015 nơng nghiệp giữ ổn định ở mức trên 30%. Công nghiệp, tiểu thủ công nghiệp và xây dựng chiếm 34%; dịch vụ chiếm trên

34%. Tốc độ tăng trưởng kinh tế hằng năm trên 11%.


Chương 1: Đặc điểm tự nhiên, kinh tế, xã hội của huyện Gia Bình và thực trạng lưới điện của lộ 471 - E27.2 Gia Bình –
Bắc Ninh

Thực trạng lưới điện huyện Gia Bình
Nguồn điện: Lưới điện huyện Gia Bình được cấp từ trạm 110kV Gia Lương. Trạm 110kV Gia Lương được cấp điện 110kV từ lộ 177 Nhà máy Nhiệt Điện Phả Lại và
đường dây 172 trạm 220kV Bắc Ninh . 
Lưới điện trung áp: Lưới điện trung áp của huyện Gia Bình hiện nay tồn tại ở hai cấp điện áp 35kV và 22kV. Các đường dây đang được cải tạo, chủ yếu ở dạng
đường dây trên không.

Tên lộ

Chiều dài

Dây dẫn

Phạm vi cấp điện

371-E27.2

5,413

AC95

Xã Xuân Lai và thị trấn Gia Bình, Hải Dương.

373-E27.2

4,704

AC95, AC70

Xã Lãng Ngâm, Đơng Cứu, Thuận Thành.

375-E27.2

5,25

AC95

Xã Đại Bái, Mão Điền, An Bình và Quảng Phú.

471-E27.2

6,7; 7,51

AC95; AC70

Xã Đông Cứu, Đại Lai, Xuân Lai, Song Giang và xã Giang sơn.

473-E27.2

8,957

AC95

Xã Cao Đức, Vạn Ninh, Nhân Thắng, Bình Dương, Lương Tài.

475-E27.2

5,787

AC95

Xã Quỳnh phú, thị trấn Gia Bình, Lương Tài.


Chương 2: Các phương pháp tính tổn thất điện năng

2.1. Xác định tổn thất điện năng dựa vào thiết bị đo đếm

Ưu điểm

Nhược điểm

- Không thể lấy được đồng thời các chỉ số của các cơng tơ
- Tính tổn thất điện năng đơn giản, nhanh chóng.
- Số chủng loại đồng hồ đo rất đa dạng
- Không mất nhiều thời gian, thiết bị đo đếm
- Không phân biệt được tổn thất kỹ thuật và kinh doanh
- Khơng địi hỏi chun mơn cao
- Không chỉ ra được thời điểm cực đại và cực tiểu


Chương 2: Các phương pháp tính tổn thất điện năng

2.2. Phương pháp xác định tổn thất điện năng theo đường cong tổn thất

Nhược điểm

Ưu điểm

- Để xây dựng được đường cong tổn thất công suất sẽ mất nhiều thời gian và
- Khi có đường cong tổn thất sẽ: tính tổn thất dễ dàng và nhanh chóng ;
tính tốn phức tạp.
giá trị ΔPmax, ΔPmin và τ dễ dàng xác định được từ đồ thị tải và đường
- Khơng áp dụng tính cho mọi lưới điện vì mỗi lưới có một đường cong tổn
cong tổn thất
thất công suất đặc trưng.
- Là công cụ rất hiệu quả để giải quyết các bài toán liên quan đến tính
kinh tế, kỹ thuật, vận hành cung cấp điện.


Chương 2: Các phương pháp tính tổn thất điện năng

2.3. Xác định tổn thất điện năng theo thời gian hao tổn cơng suất cực đại

Nhược điểm

Ưu điểm

- Xác định chính xác τ là rất khó khăn.
- Tính tốn đơn giản; Imax, xác định dễ dàng dựa vào đồ thị tải
- Mất nhiều công sức thu thập số liệu với lưới có nhiều phụ tải.

-

Có độ chính xác cao nếu xác định chính xác giá trị τ, Imax

- Khơng có đồ thị tải thì xác định τ theo Tmax sẽ gây ra sai số lớn

Cho biết tình trạng sử dụng cơng suất của lưới.
- Trên lưới điện có nhiều nhánh, sử dụng công thức Tbq và Tmaxbq cũng gây
sai số lớn.


Chương 2: Các phương pháp tính tổn thất điện năng

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

Nhược điểm

Ưu điểm

 
- Xác định Itbbp chính xác thì sẽ cho kết quả chính xác

- Việc xây dựng đồ thị phụ tải ngày điển hình để xác định I tbbp sẽ cho kết
quả khơng chính xác do việc xây dựng đồ thị phụ tải đó rất phức tạp, cần

- Đối với lưới điện có nhiều nhánh nút thì việc xác định theo dòng điện
nhiều số liệu thống kê và kinh nghiệm vận hành
đầu vào đường dây sẽ cho kết quả nhanh, khối lượng tính tốn ít.
- Điện trở đẳng trị thay đổi theo dịng điện nên tính tốn theo dòng cực đại
và sẽ gây sai số lớn.


Chương 2: Các phương pháp tính tổn thất điện năng

2.5. Tính tổn thất điện năng dựa vào số phần trăm tổn thất cơng suất cực đại

Nhược điểm

Ưu điểm

 

- Tính tốn đơn giản.
- Chỉ cần dựa vào , t, Tmax ta có thể tính được tổn thất năng lượng.

- Việc tính toán liên quan tới Tmax nên vẫn gây ra sai số lớn
- Giá trị k xác định được với các trạm tiêu thụ nhưng khó xác định được với
các đoạn dây truyền tải

- Dựa vào năng lượng tiêu thụ ta cũng có thể tính được hệ số k.


Chương 3: Lựa chọn phương pháp tính tổn thất điện năng

Lựa chọn phương pháp tính và các bước tính tốn.



Bước 1: Xây dựng đồ thị phụ tải của lộ.

Tính tổn thất điện năng theo thời



Bước 2: Xác định công suất cực đại của các trạm tiêu thụ.

gian hao tổn công suất cực đại



Bước 3: Tính hao tổn cơng suất và điện năng trong máy biến áp.



Bước 4: Tính cơng suất truyền tải và hao tổn điện năng trên đường dây.



Bước 5: Xác định tổn thất điện năng trên toàn lưới điện.


Chương 4: Tính tổn thất điện năng cho lộ 471
4.1. Sơ đồ một sợi lộ 471
4.2. Xây dựng đồ thị phụ tải

Tham số
Đồ thị

(h)

Tmax (h)

K đk

Itb (A)

Ngày mùa hè

11,93

16,44

0,68

56,49

Ngày mùa đông

5,81

10,7

0,45

53,86

Năm

2075

4007

0,457

55,23


Chương 4: Tính tổn thất điện năng cho lộ 471
4.3. Tổn thất trong máy biến áp tiêu thụ lộ 471

Trạm biến áp

S (kVA)

∆Po

∆Pk

(kW)

(kW)

A (kWh)

Pmax

∆Aba

(kW)

(kWh)

Hương Vinh

180

0,53

3,15

57325

176,93

11218,31

THPT Gia Bình 2

160

0,45

2,15

17517

54,06

4472,39

Hương Vinh 2

180

0,53

3,15

37989

117,25

7530,53

Nghĩa Thắng

180

0,53

3,15

31597

97,52

6640,51

Phú Thọ

180

0,53

3,15

27872

86,02

6197,25

Đại Lộc 2

180

0,53

3,15

25189

77,74

5912,39

Hồng Thái

320

0,718

3,836

37466

115,64

7371,93

Thôn Vàng

180

0,53

3,15

19782

61,06

5425,84

Đại Lộc

180

0,53

3,15

53906

166,38

10457,34

Xuân Lai 2

400

0,828

4,564

72923

225,07

10375,26

Phúc Lai

100

0,32

2,05

35031

108,12

7980,88

Phúc Lai 2

100

0,32

2,05

23316

71,96

5096,91

B. Xuân Lai

320

0,718

3,836

54198

167,28

8554,43

Xuân Lai

400

0,828

4,564

85626

264,28

11557,68

Hương Triện

320

0,718

3,836

102483

316,31

14387,32

Định Cương

100

0,32

2,05

31310

96,64

6939,35

Phương triện

250

0,64

4,1

40361

124,57

7805,80

Phương triện 2

180

0,53

3,15

26961

83,21

6097,30

Trần Sơn

560

0,96

5,27

106771

329,54

12352,51

Ấp Lai

100

0,32

2,05

15105

46,62

3765,86

Đại Lai

180

0,53

3,15

44733

138,06

8646,83

Đại Lai 2

250

0,64

4,1

41104

126,86

7887,52

Huề Đông

250

0,64

4,1

69006

212,98

12035,55

Huề Đông 2

180

0,53

3,15

32093

99,05

6703,72


Chương 4: Tính tổn thất điện năng cho lộ 471
4.3. Tổn thất trong máy biến áp tiêu thụ lộ 471

Trạm biến áp

S (kVA)

∆Po

∆Pk

(kW)

(kW)

A (kWh)

Pmax

∆Aba

(kW)

(kWh)

Tân Hương 2

180

0,53

3,15

25366

78,29

5930,29

Trung Thành

320

0,718

3,836

63891

197,19

9436,95

Trung Thành 2

250

0,64

4,1

52863

163,16

9379,37

Bảo Tháp

180

0,53

3,15

44113

136,15

8536,61

Đống Đá

180

0,53

3,15

24401

75,31

5834,20

Đống Cao

180

0,53

3,15

18733

57,82

5344,99

Hiệp Sơn 2

320

0,7

3,67

75437

232,83

10329,69

Du Tràng 2

250

0,64

4,1

61171

188,80

10658,49

Du Tràng

100

0,32

2,05

28502

87,97

6230,72

Hiệp Sơn

180

0,53

3,15

26639

82,22

6062,76

B.Ích Phú

100

0,32

2,05

39780

122,78

9479,86

Lập Ái 1

180

0,53

3,15

39050

120,52

7694,09

Lập Ái 2

180

0,53

3,15

35296

108,94

7135,63

Tiêu Xá 2

180

0,53

3,15

36897

113,88

7366,90

Tiêu Xá 3

50

0,189

1,012

5749

17,74

1931,00

T. Ích Phú

180

0,53

3,15

44461

137,23

8598,29

Từ Ái

180

0,53

3,15

41762

128,90

8132,63

Hữu Ái

250

0,64

4,1

42290

130,52

8021,06

Tiêu Xá

180

0,53

3,15

25567

78,91

5950,78

B. Giang Sơn

400

0,828

4,564

30311

93,55

7792,67

Chi Nhị 2

320

0,7

3,67

50903

157,11

8043,30

Chi Nhị

250

0,64

4,1

49878

153,94

8965,31

NMNS Song Giang

75

0,19

1

16455

50,79

2655,12

B. Song Giang

560

0,96

5,27

132564

409,15

14487,61

B. Song Giang

50

0,189

1,012

15263

47,11

3596,51


Chương 4: Tính tổn thất điện năng cho lộ 471

4.4. Tổn thất điện năng trên đường dây lộ 471
Chiều dài
Đoạn dây

Dây dẫn
km

ro

Xo

Pt

Qt

∆A kWh

Ω/km

Ω/km

(kW)

kVAr

 

01-3

1,62

AC95

0,33

0,371

2859,15

580,58

19508,51

3-7M

0,65

AC95

0,33

0,371

2690,34

546,30

6930,45

7M-13

0,32

AC95

0,33

0,371

2535,55

514,87

3030,60

13-21

0,312

AC95

0,33

0,371

2474,43

502,45

2814,10

21-27

0,3

AC95

0,33

0,371

2419,54

491,31

2587,16

27-28

0,689

AC95

0,33

0,371

2335,84

474,31

5537,81

28-29

0,624

AC95

0,33

0,371

2293,38

465,69

4834,72

29-34

0,289

AC95

0,33

0,371

1546,58

314,05

1018,31

34-45

1,34

AC95

0,33

0,371

1302,88

264,56

3350,81

45-14

0,62

AC95

0,33

0,371

1233,71

250,52

1390,12

14-11

0,325

AC95

0,33

0,371

1143,12

232,12

625,60

11-15A

0,6

AC95

0,33

0,371

1084,12

220,14

1038,82

15A-15C

0,729

AC95

0,33

0,371

829,59

168,45

739,07

15C-20

0,59

AC95

0,33

0,371

797,73

161,99

553,09

20-22

0,322

AC95

0,33

0,371

317,86

64,54

47,93

2-12

1,12

AC70

0,46

0,382

2097,24

425,86

10115,63

12-13

0,462

AC70

0,46

0,382

1997,67

405,64

3785,90

13-19

0,713

AC70

0,46

0,382

1904,55

386,74

5310,70

19-21

0,24

AC70

0,46

0,382

1728,51

350,99

3460,22


Chương 4: Tính tổn thất điện năng cho lộ 471

4.4. Tổn thất điện năng trên đường dây lộ 471

Đoạn dây

Chiều dài km

ro

Xo

Ptt

Ω/km

Ω/km

(kW)

Dây dẫn

∆A kWh
Qtt kVAr
 

21-22

0,367

AC70

0,46

0,382

1466,76

297,84

1621,30

22-26

0,233

AC70

0,46

0,382

1377,55

279,72

3214,74

26-29

0,254

AC70

0,46

0,382

1117,77

226,97

651,66

29-35

0,826

AC70

0,46

0,382

1017,36

206,58

1755,54

35-37

0,42

AC70

0,46

0,382

923,42

187,51

1689,68

37-39

0,923

AC70

0,46

0,382

923,42

187,51

1616,14

39-41

0,845

AC70

0,46

0,382

705,64

143,29

863,97

41-44

0,312

AC70

0,46

0,382

589,71

119,75

222,80

44-49

0,835

AC70

0,46

0,382

476,27

96,71

388,93

Nhánh rẽ TBA T. Hương Vinh

0,545

AC35

0,85

0,412

176,93

35,93

64,74

Nhánh rẽ TBA Trường THPT Gia Bình số 2

0,605

AC50

0,65

0,393

54,07

10,98

5,13

Nhánh rẽ TBA Nghĩa Thắng

0,347

AC50

0,65

0,393

97,52

19,80

9,58

Nhánh rẽ TBA Phú Thọ

0,168

AC50

0,65

0,393

86,03

17,47

3,61

Nhánh rẽ TBA Đại Lộc 2

0,627

AC50

0,65

0,393

77,74

15,79

11,00


Chương 4: Tính tổn thất điện năng cho lộ 471
4.4. Tổn thất điện năng trên đường dây lộ 471

Chiều dài
Đoạn dây

ro

Xo

Ptt

Ω/km

Ω/km

(kW)

Dây dẫn
km

∆A kWh
Qtt kVAr

 

Nhánh rẽ TBA Hồng Thái

0,524

AC50

0,65

0,393

115,63

23,48

20,33

Nhánh rẽ TBA thôn Vàng

0,29

AC50

0,65

0,393

61,06

12,40

3,14

Nhánh rẽ TBA thôn Xuân Lai

0,159

AC70

0,46

0,382

264,28

53,66

22,80

Nhánh rẽ TBA Đại Lộc

0,834

AC35

0,85

0,412

166,38

33,78

87,60

Nhánh rẽ TBA Xuân Lai 2

0,443

AC50

0,65

0,393

225,07

45,70

65,11

Nhánh rẽ TBA Phúc Lai

0,722

AC50

0,65

0,393

108,12

21,95

24,49

Nhánh rẽ TBA Phúc Lai 2

0,401

AC50

0,65

0,393

71,96

14,61

6,03

Nhánh rẽ TBA bơm Xuân Lai

1,374

AC70

0,46

0,382

167,28

33,97

78,95

Nhánh rẽ TBA Định Cương

0,779

AC50

0,65

0,393

96,64

19,62

21,11

Nhánh rẽ TBA Hương Triện

0,469

AC35

0,85

0,412

316,30

64,23

178,04

Nhánh rẽ TBA Phương Triện

1,324

AC70

0,46

0,382

124,57

25,29

42,19


Chương 4: Tính tổn thất điện năng cho lộ 471

4.4. Tổn thất điện năng trên đường dây lộ 471

Đoạn dây

Chiều dài km

ro

Xo

Ptt

Ω/km

Ω/km

(kW)

Dây dẫn

∆A kWh
Qtt kVAr
 

Nhánh rẽ TBA Phương Triện 2

0,267

AC50

0,65

0,393

83,21

16,90

5,36

Nhánh rẽ TBA Trung Thành

2,076

AC70

0,46

0,382

197,19

40,04

165,76

Nhánh rẽ TBA Trần Sơn

0,1

AC50

0,65

0,393

329,54

66,92

31,51

Nhánh rẽ TBA Ấp Lai

0,317

AC35

0,85

0,412

46,62

9,47

2,61

Nhánh rẽ TBA Đại Lai

0,98

AC70

0,46

0,382

138,06

28,04

38,36

Nhánh rẽ TBA Đại Lai 2

0,485

AC50

0,65

0,393

126,86

25,76

22,65

Nhánh rẽ TBA Huề Đông

1,049

AC50

0,65

0,393

212,98

43,25

138,07

Nhánh rẽ TBA Huề Đông 2

0,207

AC50

0,65

0,393

99,06

20,11

5,89

Nhánh rẽ TBA Tân Hương 2

0,807

AC50

0,65

0,393

78,29

15,90

14,35

Nhánh rẽ TBA Trung Thành 2

0,055

AC50

0,65

0,393

163,20

33,14

4,25

Nhánh rẽ TBA Bảo Tháp

0,081

AC50

0,65

0,393

136,19

27,65

4,36


Chương 4: Tính tổn thất điện năng cho lộ 471

4.4. Tổn thất điện năng trên đường dây lộ 471

Đoạn dây

Chiều dài km

ro

Xo

Ptt

Ω/km

Ω/km

(kW)

Dây dẫn

∆A kWh
Qtt kVAr
 

Nhánh rẽ TBA Đống Đá

0,742

AC50

0,65

0,393

75,31

15,29

12,21

Nhánh rẽ TBA Đống Cao

0,132

AC50

0,65

0,393

57,82

11,74

1,28

Nhánh rẽ TBA Hiệp Sơn 2

0,227

AC50

0,65

0,393

232,83

47,28

35,70

Nhánh rẽ TBA Hiệp Sơn

0,028

AC35

0,85

0,412

82,22

16,70

0,72

Nhánh rẽ TBA Du Tràng

0,777

AC50

0,65

0,393

87,97

17,86

17,45

Nhánh rẽ TBA Du Tràng 2

0,756

AC50

0,65

0,393

188,79

38,34

78,18

Nhánh rẽ TBA B. Ích Phú

0,924

AC35

0,85

0,412

122,78

24,93

52,85

Nhánh rẽ TBA Lập ái 1

0,831

AC35

0,85

0,412

120,53

24,47

45,80

Nhánh rẽ TBA Lập ái 2

0,805

AC35

0,85

0,412

108,97

22,13

36,27

Nhánh rẽ TBA T. Ích Phú

0,015

AC35

0,85

0,412

137,20

27,86

1,07

Nhánh rẽ TBA Từ Ái

0,045

AC50

0,65

0,393

128,89

26,17

2,17


Chương 4: Tính tổn thất điện năng cho lộ 471

4.4. Tổn thất điện năng trên đường dây lộ 471

Đoạn dây

Chiều dài km

ro

Xo

Ptt

Ω/km

Ω/km

(kW)

Dây dẫn

∆A kWh
Qtt kVAr
 

Nhánh rẽ TBA Chi Nhị 2

0,05

AC50

0,65

0,393

157,11

31,90

3,58

Nhánh rẽ TBA Tiêu Xá

2,115

AC35

0,85

0,412

78,91

16,02

49,97

Nhánh rẽ TBA Tiêu Xá 2

0,736

AC50

0,65

0,393

113,88

23,13

27,70

Nhánh rẽ TBA Hữu Ái

0,147

AC50

0,65

0,393

130,50

26,50

7,26

Nhánh rẽ TBA Bơm Giang Sơn

0,607

AC50

0,65

0,393

93,55

19,00

15,41

Nhánh rẽ TBA Chi Nhị

0,946

AC35

0,85

0,412

153,95

31,26

85,07

Nhánh rẽ NMNS Song Giang

0,91

AC50

0,65

0,393

50,79

10,31

6,81

Nhánh rẽ Tiêu Xá 3

0,65

AC50

0,65

0,393

17,74

3,60

0,59

Ta có tổng hao tổn điện năng trên lộ 471 là 473269 kWh tương đương 3,66%


Chương 4: Tính tổn thất điện năng cho lộ 471



Đánh giá tình trạng lưới điện:

Tính chất làm việc của phụ tải phụ thuộc vào nhiệt độ, thời tiết và
Cơ bản đã được cải tạo khá tốt. Tuy nhiên hầu hết các đoạn đường

Thời gian làm việc

mùa vụ.

dây có cơng suất truyền tải khá nhỏ so với khả năng mang tải của
đoạn đường dây đó

Đường dây

Các máy biến áp làm việc ở tình trạng khác nhau: quá tải; đầy tải;
bình thường; non tải.

Đánh giá lộ 471

Tình trạng làm việc
của máy biến áp

Hệ số sử dụng công
suất

Cos ϕ = 0,98


Chương 5: Cơ sở lý thuyết về nguyên nhân gây tổn thất và biện pháp giảm tổn thất điện năng

5.1. Các nguyên nhân gây tổn thất điện năng

Nguyên nhân gây tổn
thất

Tổn thất kỹ thuật

Tổn thất trên đường dây
Tổn thất trong máy biến áp

Tổn thất kinh doanh

Các hộ dùng điện với cosϕ thấp
Đồ thị phụ tải không bằng phẳng
Kết cấu lưới chưa hợp lý

Tổn thất trên các điểm tiếp xúc
Hệ thống đo đếm không phù hợp


Chương 5: Cơ sở lý thuyết về nguyên nhân gây tổn thất và biện pháp giảm tổn thất điện năng

5.2. Các biện pháp giảm tổn thất điện năng
Biện pháp giảm tổn thất
điện năng

Các biện pháp đòi hỏi vốn đầu tư

−
−
−
−

Nâng cao hệ số công suất của mạng

Nâng cao điện áp vận hành của lưới điện.
Tăng tiết diện dây dẫn đường dây, hoặc tăng thêm
đường dây mới ở đoạn dây bị q tải.
Hồn thiện cấu trúc lưới để có thể vận hành với tổn

Biện pháp khơng địi hỏi vốn đầu tư

−
−
−
−
−

thất nhỏ nhất.
Tăng tiết diện dây dẫn đường dây

−

Phân bố tối ưu công suất phản kháng
Vận hành kinh tế trạm biến áp có nhiều máy biến áp.
Điều chỉnh đúng điện áp trong lưới điện.
Bảo đảm tốt lưới điện để hạn chế rò điện (sứ cách điện).
Lựa chọn và vận hành các thiết bị trong lưới điện một cách
hợp lý.
Thay đổi đầu phân áp của máy biến áp.


Chương 6: Phân tích các nguyên nhân gây tổn thất và đề xuất biện pháp giảm tổn thất điện năng lộ 471 – E27.2
Gia Bình – Bắc Ninh

Biện pháp giảm tổn thất điện năng
Nhiều máy biến áp làm việc non tải.
1. Thay thế máy biến áp
2. San phẳng đồ thị phụ tải
Đồ thị phụ tải không bằng phẳng

Hệ số điền kín của phụ tải nhỏ

3. Quản lý kinh doanh


Kết luận và đề nghị



Kết luận

−

Đề tài đã đề xuất phương pháp tính tổn thất điện năng theo thời gian hao tổn cơng suất cực đại

−

Xây dựng phương pháp tính và tính tốn tổn thất điện năng cho lộ 471- E27.2 Gia Bình - Bắc Ninh.

−

Đề ra một số biện pháp giảm tổn hao điện năng trên lưới.



Đề nghị

−

Cần tiếp tục đi sâu nghiên cứu đặc điểm và các quy luật biến đổi của phụ tải, từ đó đưa ra kết luận hữu ích phục vụ cho việc tính tốn tổn thất.

−

Để nâng cao tính chính xác của phương pháp cần xét đến sự thay đổi của điện áp, hệ số công suất, ảnh hưởng của nhiệt độ môi trường…

−

Do hạn chế về thời gian thực hiện đề tài, nhân lực nên phương pháp vẫn còn những hạn chế nhất định, cần tiếp tục nghiên cứu bổ sung để cho phương pháp tính
chính xác hơn, hồn thiện hơn để áp dụng vào thực tế thuận tiện và hiệu quả.