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
Bạn đang xem bản rút gọn của tài liệu. Xem và tải ngay bản đầy đủ của tài liệu tại đây (3.63 MB, 105 trang )
Header Page 1 of 134.
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
Footer Page 1 of 134.
Header Page 2 of 134.
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
Footer Page 2 of 134.
Header Page 3 of 134.
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT
CX
Chính Xác
ĐL
Điện lực
ĐTPT
Đồ thị phụ tải
EVN
Electricity of Vietnam (Tập đoàn Điện lực Thái Nguyên)
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
Footer Page 3 of 134.
Header Page 4 of 134.
NỘI DUNG LUẬN VĂN
Footer Page 4 of 134.
Header Page 5 of 134.
MỤC LỤC
PHẦN MỞ ĐẦU ........................................................................................................ 3
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
3.2.4. Tính toán hệ số cos của lộ: ..................................................................46
1
Footer Page 5 of 134.
Header Page 6 of 134.
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
dây nhằm nâng cao hệ số cos .........................................................................91
5.4. Nhận xét ............................................................................................................ 93
KẾT LUẬN .............................................................................................................. 95
2
Footer Page 6 of 134.
Header Page 7 of 134.
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,
3
Footer Page 7 of 134.
Header Page 8 of 134.
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
4
Footer Page 8 of 134.
Header Page 9 of 134.
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
5
Footer Page 9 of 134.
Header Page 10 of 134.
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
6
Footer Page 10 of 134.
Header Page 11 of 134.
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).
7
Footer Page 11 of 134.
Header Page 12 of 134.
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
8
Footer Page 12 of 134.
Header Page 13 of 134.
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.
9
Footer Page 13 of 134.
Header Page 14 of 134.
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.
24
Hình 1.2: ĐTPT ngày điển hình của tỉnh Thái Nguyên
10
Footer Page 14 of 134.
Header Page 15 of 134.
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:
S2
P 2 Q2
A P t dt 3R I dt R t2 dt R t 2 t dt
Ut
Ut
0
0
0
0
T
T
T
T
2
t
(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:
11
Footer Page 15 of 134.
Header Page 16 of 134.
A1Giao
A1Nhận
Lưới điện
(ΔA)
...
...
AnGiao
AmNhận
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:
m
n
i 1
k 1
(k)
A A N AG A(i)
nhan A giao
(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)
12
Footer Page 16 of 134.
Header Page 17 of 134.
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:
t
∆A=3R i 2 dt.10 3 (kWh)
(2-3)
0
t
3
Do khi tính toán i 2 dt.10
gặp
nhiều khó khăn cho nên một số nước trên thế giới
0
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
∆A=3RđtI2tbbp.t.10-3 (kWh)
*
(2-4)
Xác định I2tbbp
Để xác định được TTĐN, ta phải xác định được giá trị I2tbbp, ta có:
Ap2 + Aq2 = ( 3U tb .itb .t )2 itb2 =
Vậy itb =
1
( Ap 2 + A q 2 )
2
3.t .U tb
2
1
A 2p A q2
3.t .U tb
(2-5)
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.
13
Footer Page 17 of 134.
Header Page 18 of 134.
Theo lí thuyết xác suất thống kê, phương sai của dòng điện
t
t
D(i) =
t
1 2
1 2
1
i dt - 2i.itb dt + itb dt
t0
t0
t0
(2-6)
Vì itb là một giá trị trung bình không đổi vậy ta có thể viết:
t
D(i) =
t
t
Ta có
1
itb = idt
t0
t
itb2
1 2
2itb
+
i
dt
idt
dt
t 0
t 0
t 0
t
và
dt
=t
0
t
itbbp2 =
1 2
i dt (theo định nghĩa về itbbp)
t 0
Thay vào ta có:
D(i) = i2tbbp – 2i2tb + i2tb = i2tbbp – i2tb
i2tbbp = i2tb + D(i) = i2tb + σ2
(2.7)
imin = itb - 3σ ≤ i ≤ itb + 3σ = imax
(2.8)
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:
imax - imin = 6σ
I I
max min
6
D(i) = σ =
2
I max I min 2
36
(2.9)
Sau khi tính được σ2, thay vào trong biểu thức 2.8 ta tính được I2tbbp.
Đối với sơ đồ thực tế có nhiều nhánh khi tính I2tbbp ta tính lần lượt cho từng
nhánh, giả sử ta có sơ đồ lưới điện phân phối như hình vẽ.
14
Footer Page 18 of 134.
Header Page 19 of 134.
c
I3
A
ic
b
I2
a
I1
ia
ib
I4
I6
d
id
g
ig
I5
f
if
Hình: 2.2: sơ đồ lưới điện phân phối đơn giản
Từ hình vẽ ta có:
I5 = Ii ; I6 = ig; 6 = g ; 5 = f
I2tbbp5 = I25 + 52 ; I2tbbp6 = I26 + 62
Cuối đoạn trục 4 là nút d do 3 dòng id, I5, I6 nên dòng trên đoạn này:
I2tbbp4 = I24 + 42 ; I4 = id + I5 + I 6 ; 42 = d2 + 52 + 62
(2 - 10)
Vậy (2 - 10) có thể viết là:
I2tbbp4 = (I5 + I6 + id )2 + 52 + 62 + d2 ;
Tương tự: I2 = I4 + I3 + ib ; 22 = 42 + 32 + b2
I1 = I2 + ia ; 12 = 22 + a2
I2tbbp2 = (I4 + I3 + ib)2 + 42 + 32 + b2
I2tbbp4 = (I2 + ia)2 + 22 + a2
Sau khi xác định được Itbbp ta tính điện trở ta có:
n
Rđtd b
I
2
tbbpi
Ri
i 1
2
I tbbp
; Rđtb
U n2 n 2 Pkj 3
I tbbpj 2 10 ( )
2
I tbbp
Sn
j 1
Tổng trở đẳng trị toàn mạng:
Rđt = Rđtd + Rđtb
Rđt
n
1 2 n 2 Pkj 3
2
U
I
10
b
I tbbpi
Ri
n tbbpj
2
2
I tbbp
Sn
j 1
i 1
15
Footer Page 19 of 134.
(2.11)
Header Page 20 of 134.
Ta tính được tổn thất toàn mạng:
ΔA = (3I2tbbpRđt.10-3 +
m
P
0j
.t )t (kWh)
(2-12)
j i
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 :
2
AC-35
S2
0
1
AC-95
3Km
3Km
AC-70
S1
2Km
3
AC-35
S3
4Km
4
S4
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
560 kVA
320 kVA
ΔP0(kW)
ΔPk(kW)
Uk %
I0 %
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):
16
Footer Page 20 of 134.
Header Page 21 of 134.
Điện trở riêng
r0 ( /km)
x0 ( /km)
AC35
0,850
0,379
AC70
0,460
0,353
AC 95
0,330
0,343
Bảng 2.5 : Thông số của đường dây
Thời gian tính tổn thất t = 24 h. Đồ thị phụ tải thanh cái A trên hình vẽ
I (A)
I (A)
20
20
15
15
10
10
5
5
t (h)
t (h)
0
0
4
0
0
4
12
8
16
20
8
12
16
20
24
24
Hình 2.4. Đồ thị phụ tải trạm 1 và trạm 4
I (A)
70
60
50
40
30
20
10
t (h)
0
0
4
8
12
16
20
24
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
Thời
Dòng điện IA1
Dòng điện I12
Dòng điện I13
Dòng điện I34
gian(h)
IA1
I2A1
I12
I212
I13
I213
I34
I234
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
17
Footer Page 21 of 134.
Header Page 22 of 134.
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.
2
I
Tổn thất trong máy biến áp: ΔAba = P0 j .t + t Pkj . ij t (kWh)
j i
j i
i i I nj
m
m
k
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:
m
AΣ =
A
pij
+ ΔApΣ = 16641 (kWh)
j 1
ΔA% =
A
710,5
100 =
100 = 4,26%
Ap
16641
* 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:
Itb =
I
2
I max I min 2
i
n
=
(35 50 65 55 50 35).4
48,33 (A)
24
36
25
2
I tbbp
I tb2 2 48,332 25 2360,8 (A2)
Dòng trung bình trạm 1,4:
Itb1 = Itb4 =
(10 15 20 12,5 17,5 7,5).4
13,75 (A)
24
2
20 - 7,5
2
36
4,34
18
Footer Page 22 of 134.
Header Page 23 of 134.
2
2
2
2
2
2
I tbbp
1 I tbbp4 I tb1 13,75 4,34 193,4 (A )
- Dòng trung bình trạm 2, 3:
Itb2 = Itb3 =
2
(7,5 10 12,5 15 7,5 10).4
10,416 (A)
24
15 - 7,52
36
2
2
2
2
2
2
1,56 I tbbp
2 I tbbp3 I tb 2 10,416 1,51 110 (A )
- Xác định dòng trung bình:
2
2
2
2
2
2
I tbbp
13 ( I tb3 I tb 4 ) 3 4 = 24,166 + 4,31 + l,56 =589,9 (A )
2
2
2
2
2
2
I tbbpA
1 (2i tb3 2i tb 4 ) 2 3 2 4 =(48,33) + 8,68 + 3,12 = 2347,8 (A )
Tính Rđt: Rđt
n
1 2 n 2 Pkj 3
2
U
I
10
b
I tbbpi
Ri =
n tbbpj
2
2
I tbbp
Sn
j 1
i 1
9,4
1
[1,07. (2347,8 + 589,9.0,92 +110.2,55 +193,4.3,4) + 02.103.(2.193,4
+
2360,8
560 2
+2.110
6,2
)] = 2,79( ).
320 2
m
P
0j
= 2.(2,5 + l,9) = 8,8 (kW)
j 1
m
j i
2
Vậy: ΔAΣ = 3I tbbpi
R.10 3 P0 j t (kWh)
ΔA = (3. 2360,8. 2,79. 10-3 + 8,8). 24 = 685,4 (kWh)
ΔA% =
A
685,4
100 =
100 = 4,12%
Ap
16641
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:
710,48 - 685,4
.100= 3,5%
710,48
Như vậy sự sai khác giữa hai phương pháp là nhỏ ( < 5%), đảm bảo độ chính
xác cho phép.
Nhận xét :
19
Footer Page 23 of 134.
Header Page 24 of 134.
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 I min, 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.
I
2
2
I tb
T
0
t(h)
Hình 2.6 : Đồ thị xác định dòng điện trung bình bình phương I2tb.
Ta có :
8760
2
A 3R I t2 dt 3R. I tbt
.8760
0
20
Footer Page 24 of 134.
(2.13)
Header Page 25 of 134.
8760
I
2
tb
là dòng điện trung bình bình phương trong năm. I
2
tb
I
2
t
dt
0
8760
(2.14)
Nếu nhân và chia vào công thức tính (2.14) I2 max ta có
2
I tbt
2
A 3I .R.8760 2 .3. I max
t .R.8760 LsF.Pmax t .8760
I max t
2
tb
(2.15)
I tb2
Ptb
LsF 2
Gọi là hệ số tổn thất điện năng (Loss Factor-LsF)
I max Pmax
(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 :
LF
Ptb
Pmax
(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:
LF
LsF
Ptb
A
Pmax Pmax T
(2.18)
Ptb
A
Pmax Pmax T
(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:
I 2 tbbp1
=
I12 .t 1 I 22 .t 1 ... I 2n .t n
t 1 t 2 ... t n
1225.4 2500.4 4225.4 3025.4 2500.4 1225.4
= 2450,25 A2
24
2
I tbbp
=
2
2
I tbbp
=
3
2
I tbbp
4 =
56,25.4 100.4 156,25.4 225.4 56,25.4 100.4
= 115,56 A2
24
306,25.4 625.4 1056,25.4 756,25.4 625.4 306,25.4
= 612,56 A2
24
100.4 225.4 400.4 156,25.4 306,25.4 56,25.4
= 207,36 A2
24
21
Footer Page 25 of 134.
