Nghiên cứu các phương pháp thực dụng để đánh giá tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối, áp dụng hiệu chỉnh công thức cho số liệu của lưới điện phân phối tp hà nội giai đoạn 2010 2020

Khi áp dụng đối với các số liệu thu thập được từ vận hành thực tế của phụ tải lưới điện Việt Nam, hoàn toàn có thể đánh giá, hiệu chỉnh các phương pháp tính toán tổn thất điện năng và cá

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI

LUẬN VĂN THẠC SĨ

Nghiên cứu các phương pháp thực dụng để đánh giá tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối, áp dụng hiệu chỉnh công thức cho số liệu của lưới điện phân phối

TP Hà Nội giai đoạn 2010 - 2020

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

Độc lập – Tự do – Hạnh phúc

BẢN XÁC NHẬN CHỈNH SỬA LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ và tên tác giả luận văn : Trần Trung Hiếu

Đề tài luận văn: Nghiên cứu các phương pháp thực dụng để đánh giá tổn

thất điện năng trong lưới điện phân phối, áp dụng hiệu chỉnh công thức cho số liệu của lưới điện phân phối TP Hà Nội giai đoạn 2010 – 2020

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số SV: CA190070

Tác giả, Người hướng dẫn khoa học và Hội đồng chấm luận văn xác nhận tác giả đã sửa chữa, bổ sung luận văn theo biên bản họp Hội đồng ngày… ………… với các nội dung sau:

- Hiệu chỉnh luận văn theo đúng mẫu Quy định Luận văn Thạc sĩ của Trường Đại Bách Khoa Hà Nội

- Bổ sung thông tin đầy đủ các bảng biểu, đồ thị

Ngày tháng năm

CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG

ĐỀ TÀI LUẬN VĂN

Đề tài: “Nghiên cứu các phương pháp thực dụng để đánh giá tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối áp dụng hiệu chỉnh công thức cho số liệu của lưới điện phân phối TP Hà Nội giai đoạn 2010 – 2020”

Giáo viên hướng dẫn

LỜI CẢM ƠN

Tôi xin được bày tỏ lời cảm ơn chân thành nhất đến: TS Lã Minh Khánh đã tận tình hướng dẫn, chỉ bảo tận cho tôi để hoàn thành luận văn này, cũng như việc truyền thụ những kinh nghiệm quý báu trong suốt thời gian làm luận văn Toàn thể các đồng nghiệp, bạn bè, gia đình và người thân đã quan tâm, động viên, giúp

đỡ tôi trong suốt quá trình học tập và hoàn thành luận văn

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ

Đề tài: “Nghiên cứu các phương pháp thực dụng để đánh giá tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối áp dụng hiệu chỉnh công thức cho số liệu của lưới điện phân phối TP Hà Nội giai đoạn 2010 – 2020”

Tác giả luận văn: Trần Trung Hiếu Khóa: 2019A

Người hướng dẫn: TS Lã Minh Khánh

Nội dung tóm tắt:

a) Lý do chọn đề tài

Việc đánh giá mức độ tổn thất điện năng trong lưới điện đóng một vai trò quan trọng trong công tác quản lý, quy hoạch và vận hành lưới điện Hiện nay tại Việt Nam các công thức kinh nghiệm nhằm xác định mức tổn thất dựa theo phụ tải trong lưới điện đều áp dụng các đánh giá gần đúng của nước ngoài Khi áp dụng tính toán đối với lưới điện phân phối Việt Nam có thể cho sai số nhất định b) Mục đích nghiên cứu của luận văn, đối tượng, phạm vi nghiên cứu:

Luận văn thực hiện việc đánh giá mức độ chính xác khi áp dụng hệ số tổn thất nhằm tính toán tổn thất điện năng trong các lưới điện phân phối tại Việt Nam Các nghiên cứu và tính toán mô phỏng trong luận văn được thực hiện với đối tượng là hệ thống điện Việt Nam nói chung và phụ tải của lưới điện phân phối tại các đơn vị điện lực nói riêng

c) Tóm tắt cô đọng các nội dung chính:

Tìm hiểu, đánh giá lý thuyết và quy trình đánh giá tổn thất điện năng kỹ thuật hiện tại trong điều kiện lưới điện Việt Nam Thu thập dữ liệu và xây dựng các biểu đồ phụ tải đặc trưng cho tính chất tiêu thụ điện năng của phụ tải trong hệ thống điện Việt Nam gần đây Thành lập quy trình đánh giá và tính toán hệ số tổn thất điện năng tương ứng với phụ tải trong điều kiện lưới điện phân phối thành phố Hà Nội giai đoạn 2010-2020 Hiệu chỉnh và đề xuất hệ số tổn thất điện năng thích hợp

d) Phương pháp nghiên cứu:

Nghiên cứu dựa trên cơ sở thu thập số liệu vận hành thực tế của lưới điện phân phối thành phố Hà Nội giai đoạn 2010-2020 từ Ban Kỹ thuật, Tổng Công

ty Điện lực Hà Nội; dữ liệu đồ thị phụ tải điển hình đã được chuẩn hoá tại Cục Điều tiết Điện lực Các tính toán mô phỏng lưới điện thực hiện trên phần mềm máy tính

MỤC LỤC

LỜI CẢM ƠN 4

MỞ ĐẦU 10

CHƯƠNG 1 CƠ SỞ LÝ THUYẾT VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG 12

1.1 Cơ sở lý thuyết về tổn thất điện năng 12

1.1.1 Khái niệm 12

1.1.2 Nguyên tắc chung xác định tổn thất điện năng 12

1.1.3 Phân loại tổn thất điện năng 12

1.2 Một số giải pháp nhằm giảm tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối 13

1.2.1 Biện pháp quản lý kỹ thuật – vận hành 14

1.2.2 Biện pháp quản lý kinh doanh 14

1.3 Phương pháp xác định tổn thất điện năng 15

1.3.1 Xác định TTĐN theo các thiết bị đo 15

1.3.2 Công thức tổng quát tính TTĐN kỹ thuật 18

1.3.3 Tính TTĐN theo đồ thị phụ tải 18

1.3.4 Tính TTĐN theo thời gian tổn thất công suất lớn nhất τ 20

1.3.5 Tính TTĐN theo hệ số tổn thất (tổn thất) điện năng (LsF) 21

1.4 Kết luận chương 1 21

CHƯƠNG 2 PHỤ TẢI ĐIỆN VÀ MỐI LIÊN HỆ VỚI HỆ SỐ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRÊN LƯỚI ĐIỆN 23

2.1 Khái niệm phụ tải điện 23

2.2 Các tính chất của phụ tải điện 23

2.2.1 Biến thiên theo quy luật ngẫu nhiên 23

2.2.2 Có tính theo mùa 24

2.2.3 Giá trị phụ tải phụ thuộc vào thời tiết 24

2.2.4 Giá trị thực dùng của phụ tải phụ thuộc vào điện áp và tần số 24

2.3 Đồ thị phụ tải 24

2.4 Đánh giá mối liên hệ giữa hệ số tổn thất và hệ số tải 26

2.4.1 Mối liên hệ giữa thời gian TTCS max τ và thời gian sử dụng công suất lớn nhất Tmax 26

2.4.2 Mối liên hệ giữa hệ số tổn thất và hệ số tải 28

2.5 Áp dụng tính toán hệ số tổn thất vào ví dụ minh họa cụ thể 31

2.6 Nhận xét và kết luận chương 2 33

CHƯƠNG 3 TỔNG QUAN HỆ THỐNG ĐIỆN THÀNH PHỐ HÀ NỘI 35

3.1 Nguồn điện 35

3.1.1 Nguồn điện 500kV 35

3.1.2 Nguồn điện 220kV 35

3.1.3 Nguồn điện 110kV 36

3.2 Lưới điện của thành phố Hà Nội 38

3.2.1 Lưới điện 220kV 38

3.2.2 Lưới điện 110kV 38

3.3 Cơ cấu điện thương phẩm theo thành phần phụ tải 39

3.4 Tình hình tổn thất điện năng của lưới điện TP Hà Nội trong giai đoạn 2010-2020 40

3.5 Các biện pháp giảm TTĐN 42

3.5.1 Các biện pháp quản lý kỹ thuật vận hành 42

3.5.2 Các biện pháp quản lý kinh doanh 43

CHƯƠNG 4 ÁP DỤNG TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG ĐỐI VỚI LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TP HÀ NỘI 46

4.1 Dữ liệu tiêu thụ điện năng và đồ thị phụ tải điển hình của các thành phần phụ tải 46

4.1.1 Dữ liệu điện năng tiêu thụ của các thành phần phụ tải 46

4.1.2 Xây dựng đồ thị phụ tải điện điển hình 46

4.2 Xây dựng đồ thị phụ tải điển hình của các thành phần phụ tải 48

4.3 Tính toán so sánh hệ số tổn thất 50

4.3.1 Quy trình tính toán 50

4.3.2 Kết quả tính toán 52

4.4 Nhận xét và kết luận chương 4 81

CHƯƠNG 5 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 82

TÀI LIỆU THAM KHẢO 83

DANH MỤC HÌNH VẼ

Hình 1.1 Sơ đồ nguyên lý chung của thiết bị đo sử dụng để xác định tổn thất điện

năng trên lưới điện 16

Hình 1.2 Đồ thị phụ tải kéo dài năm dạng bậc thang với n bậc 19

Hình 2.1 Ví dụ về đồ thị phụ tải hàng ngày hay phụ tải ngày đêm 25

Hình 2.2 Ví dụ về đồ thị phụ tải kéo dài năm 25

Hình 2.3 Đồ thị mối liên hệ giữa 𝑇𝑚𝑎𝑥 và τ 27

Hình 2.4 Biểu đồ thể hiện công suất phụ tải và tổn thất công suất trên lưới 29

Hình 2.5 Đồ thị phụ tải dạng bậc thang 31

Hình 2.6 Đồ thị phụ tải ngày đêm của lưới điện mẫu 32

Hình 4.1 Ví dụ về đồ thị phụ tải điển hình ngày làm việc của các thành phần phụ tải 47

Hình 4.2 Ví dụ về đồ thị phụ tải điển hình ngày cuối tuần của các thành phần phụ tải 47

Hình 4.3 Đồ thị phụ tải ngày của lưới điện phân phối Ba Đình - Hà Nội xây dựng cho ngày làm việc và ngày cuối tuần năm 2019 50

Hình 4.4 Đồ thị phụ tải ngày điển hình khu vực Trung tâm Hà Nội trên cơ sở dữ liệu tháng 1 năm 2019 53

Hình 4.5 Đồ thị hệ số công suất tương đối mỗi giờ (Kt) khu vực Trung tâm Hà Nội trên cơ sở dữ liệu tháng 1 năm 2019 54

Hình 4.6 Đồ thị phụ tải ngày điển hình khu vực Bắc sông Hồng trên cơ sở dữ liệu tháng 1 năm 2019 55

Hình 4.7 Đồ thị công suất tương đối mỗi giờ (Kt) khu vực Bắc sông Hồng trên cơ sở dữ liệu tháng 1 năm 2019 68

Hình 4.8 Đồ thị phụ tải ngày điển hình khu vực Tây Hà Nội trên cơ sở dữ liệu tháng 1 năm 2019 69

Hình 4.9 Đồ thị công suất tương đối mỗi giờ (Kt) khu vực Tây Hà Nội trên cơ sở dữ liệu tháng 1 năm 2019 70

DANH MỤC BẢNG BIỂU

Bảng 1.1 Thống kê tổn thất điện năng tại một số quốc gia theo số liệu của Ngân

hàng Thế giới (WB) 17

Bảng 2.1 Bảng tra mối liên hệ giữa 𝑇𝑚𝑎𝑥 và τ 28

Bảng 2.2 Công suất phụ tải tương đối trong ngày điển hình của lưới điện mẫu 32 Bảng 2.3 Kết quả tính toán 33

Bảng 2.4 Bảng tổng hợp biểu thức, mối quan hệ giữa LF, LsF và τ, Tmax 34

Bảng 3.1 Danh sách các trạm 500kV cấp điện cho TP Hà Nội 35

Bảng 3.2 Danh sách các trạm 220kV cấp điện cho TP Hà Nội 35

Bảng 3.3 Danh sách các trạm 110kV cấp điện cho TP Hà Nội 36

Bảng 3.4 Tổng hợp số liệu các trạm biến áp cấp tải cho TP Hà Nội 38

Bảng 4.1 Chi tiết bán điện năng theo từng thành phần phụ tải Điện lực Ba Đình – Hà Nội, theo số liệu thu thập thực tế năm 2019 46

Bảng 4.2 Kết quả tính toán hệ số tổn thất cho lưới điện Ba Đình dựa trên dữ liệu năm 2019 50

Bảng 4.3 Số liệu phụ tải ngày điển hình khu vực Trung tâm Hà Nội trên cơ sở dữ liệu tháng 1 năm 2019 52

Bảng 4.4 Hệ số công suất tương đối mỗi giờ (Kt) khu vực Trung tâm Hà Nội trên cơ sở dữ liệu tháng 1 năm 2019 53

Bảng 4.5 Kết quả tính toán các thông số của khu vực Trung tâm Hà Nội trên cơ sở dữ liệu tháng 1 năm 2019 54

Bảng 4.6 Số liệu phụ tải điển hình khu vực Bắc sông Hồng trên cơ sở dữ liệu tháng 1 năm 2019 54

Bảng 4.7 Hệ số công suất tương đối mỗi giờ (Kt) khu vực Bắc sông Hồng trên cơ sở dữ liệu tháng 1 năm 2019 55

Bảng 4.8 Kết quả tính toán các thông số khu vực Bắc sông Hồng dựa trên cơ sở dữ liệu tháng 1 năm 2019 68

Bảng 4.9 Số liệu phụ tải điển hình khu vực Tây Hà Nội trên cơ sở dữ liệu tháng 1 năm 2019 68

Bảng 4.10 Hệ số công suất tương đối mỗi giờ (Kt) khu vực Tây Hà Nội trên cơ sở dữ liệu tháng 1 năm 2019 69

Bảng 4.11 Kết quả tính toán các thông số khu vực Tây Hà Nội trên cơ sở dữ liệu tháng 1 năm 2019 70

Bảng 4.12 Tổng hợp kết quả tính toán các hệ số của lưới điện TP Hà Nội trên cơ sở dữ liệu năm 2019 71

Bảng 4.13 Kết quả sai số giữa tính chính xác các hệ số tổn thất và tính theo công thức kinh nghiệm dựa trên cơ sở dữ liệu năm 2019 74

Bảng 4.14 Kết quả sai số giữa tính chính xác các hệ số tổn thất và tính theo công thức kinh nghiệm của từng phân ngành 77

Bảng 4.15 Kết quả tính toán sau khi hiệu chỉnh với số liệu phụ tải hệ thống dựa trên hệ số k phù hợp 79

MỞ ĐẦU

1 Lý do chọn đề tài

Điện năng được tạo ra ở các nhà máy điện được truyền tải qua các hệ thống phức hợp như máy biến áp, đường dây điện và các thiết bị khác, trước khi đến với các hộ tiêu thụ, người sử dụng Thực tế, tổng lượng điện năng phân phối đến các hộ tiêu thụ, người dùng luôn thấp hơn tổng lượng điện năng được các nhà máy điện tạo Đó là do có tổn thất trong hệ thống và sự khác biệt về lượng điện năng này được gọi là tổn thất do truyền tải và phân phối ([1]) Tổn thất điện năng không thể nhìn thấy hoặc cảm nhận được như các loại tổn thất cơ-nhiệt mà chỉ có thể đo đếm được thông qua các phương pháp luận chuyên biệt

Về mặt kỹ thuật, truyền tải điện luôn đi kèm với tổn thất công suất tác dụng

và công suất phản kháng do tổn thất nhiệt trong dây dẫn, cuộn dây và lõi máy biến áp Tổn thất công suất tác dụng có thể dẫn đến việc phải lấy công suất từ các hệ thống bên ngoài hoặc các máy phát điện phải tiêu thụ nhiên liệu bổ sung Bên cạnh đó, tổn thất công suất phản kháng cũng góp phần làm tăng tổn thất điện năng Cũng như gây mất ổn định toàn hệ thống, dẫn đến việc phải lắp đặt thêm các thiết bị bù Cả hai mức độ tổn thất công suất tác dụng và phản kháng đều phụ thuộc vào cấp điện áp: điện áp hệ thống càng thấp thì tổn thất điện năng càng cao

Hiện nay tại Việt Nam các công thức kinh nghiệm nhằm xác định mức tổn thất dựa theo phụ tải trong lưới điện đều áp dụng các đánh giá gần đúng của nước ngoài [1,2,3] Khi áp dụng vào điều kiện lưới điện Việt Nam có thể cho sai số nhất định Khi áp dụng đối với các số liệu thu thập được từ vận hành thực

tế của phụ tải lưới điện Việt Nam, hoàn toàn có thể đánh giá, hiệu chỉnh các phương pháp tính toán tổn thất điện năng và các hệ số quy đổi hiện đang được

áp dụng sao cho phù hợp, chính xác đối với tình hình vận hành lưới điện của Việt Nam hiện nay

Luận văn đặt vấn đề nghiên cứu, đánh giá lại các công thức kinh nghiệm thường dùng để tính tổn thất điện năng dựa trên số liệu thực tế thu thập được từ lưới điện phân phối TP Hà Nội trong giai đoạn 2010-2020 Từ các kết quả đánh tính toán thu thập được giúp có những bước đầu đánh giá trong việc áp dụng các công thức tính toán tổn thất điện năng tại TP Hà Nội hiện nay

2 Mục đích nghiên cứu của luận văn

Luận văn dự kiến đánh giá mức độ chính xác khi áp dụng hệ số tổn thất nhằm tính toán tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối TP Hà Nội Từ dữ liệu thực tế về điện năng tiêu thụ tại các công ty điện lực quận, huyện thuộc TP

Hà Nội và đồ thị phụ tải điển thành đã được xây dựng của lưới điện phân phối

TP Hà Nội được thu thập để so sánh, đánh giá

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

Luận văn thực hiện các nghiên cứu và tính toán mô phỏng với đối tượng là

hệ thống lưới điện phân phối của TP Hà Nội

Số liệu về điện năng tiêu thụ là số liệu thực tế được thu thập của lưới điện phân phối TP Hà Nội giai đoạn 2010-2020

4 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài

Việc nghiên cứu, tính toán và đề xuất các biện pháp trên hệ thống lưới điện

sẽ góp phần quan trọng vào mục tiêu giảm tổn thất điện năng trong toàn hệ thống điện Giúp cho ngành điện chủ động nâng cấp, cải tạo và mở rộng lưới điện hiện có Đề ra những biện pháp, phương thức vận hành hợp lý, khai thác lưới điện hiệu quả, giảm tổn thất điện năng trong quá trình truyền tải và phân phối

Hiện nay tại Việt Nam, các phương pháp và quy trình tính toán đánh giá tổn thất điện năng kỹ thuật chủ yếu dựa trên cơ sở lý thuyết tính toán và số liệu thống kê theo kinh nghiệm của nước ngoài, do đó mức độ chính xác chưa cao, còn rất nhiều hạn chế trong điều kiện lưới điện Việt Nam nói chung và đối với

TP Hà Nội nói riêng

Luận văn thực hiện các tính toán so sánh nhằm kiểm nghiệm một số bước tính toán quan trọng 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 hệ thống điện TP Hà Nội gần đây Qua đó nhằm đưa ra một số đánh giá về các quy trình và phương pháp đang được sử dụng rộng rãi cũng như đề xuất hiệu chỉnh về hệ số tổn thất được áp dụng dể tính toán tổn thất điện năng hiện nay

5 Các nội dung nghiên cứu

Nhằm đạt được mục đích nghiên cứu trên, luận văn dự kiến thực hiện các nội dung như sau:

- Nghiên cứu, đánh giá lý thuyết và quy trình đánh giá tổn thất điện năng

kỹ thuật hiện tại

- Tổng quan hệ thống điện TP Hà Nội về nguồn cấp, lưới điện

- Từ số liệu thực tế của hệ thống điện TP Hà Nội trong những năm gần đây xây dựng các biểu đồ phụ tải đặc trưng cho tính chất tiêu thụ điện năng của hệ thống điện TP Hà Nội

- Thiết lập quy trình đánh giá và tính toán hệ số tổn thất điện năng tương ứng với phụ tải trong điều kiện lưới điện phân phối TP Hà Nội

- Từ kết quả tính toán được đưa ra hiệu chỉnh và đề xuất hệ số tổn thất điện năng thích hợp

Trên cơ sở đó, nội dung luận văn được chia thành 05 chương như sau:

Chương 1 Cơ sở lý thuyết và các phương pháp tính toán tổn thất điện năng

Chương 2 Phụ tải điện và mối liên hệ với hệ số tổn thất điện năng trên lưới điện

Chương 3 Tổng quan hệ thống điện TP Hà Nội

Chương 4 Áp dụng tính toán tổn thất điện năng đối với lưới điện phân phối TP Hà Nội

Chương 5 Kết luận và kiến nghị

CHƯƠNG 1 CƠ SỞ LÝ THUYẾT VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN

TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG 1.1 Cơ sở lý thuyết về tổn thất điện năng

1.1.1 Khái niệm

Điện năng sau khi được sản xuất ra tại các nhà máy điện, được đưa tới các hộ tiêu dùng điện thông qua hệ thống đường dây truyền tải điện và các trạm biến áp Trong quá trình đó, có một lượng điện năng nhất định bị tiêu hao và thất thoát, hiện tượng đó gọi

là tổn thất điện năng

Tổn thất điện năng (TTĐN) trên lưới điện là lượng điện năng tiêu hao cho quá trình truyền tải và phân phối điện khi tải điện từ ranh giới giao nhận với các nhà máy phát điện qua lưới điện truyền tải, lưới điện phân phối đến các hộ tiêu thụ, TTĐN còn được gọi là điện năng dùng để truyền tải và phân phối điện ([4]) Trong hệ thống điện, TTĐN phụ thuộc vào đặc tính mạch điện, lượng điện năng truyền tải, khả năng của hệ thống điện và vai trò của công tác quản lý

Như vậy chúng ta có thể định nghĩa tổn thất điện năng là sự tiêu hao và sự thất thoát điện năng trong quá trình đưa điện năng từ nới sản xuất đến các hộ tiêu thụ

1.1.2 Nguyên tắc chung xác định tổn thất điện năng

Theo [4], TTĐN trên lưới điện ∆A được xác định bằng tổng đại số lượng điện năng nhận vào (Anhận) trừ đi tổng đại số lượng điện năng giao đi (Agiao) của lưới điện đó trong thời gian T, được thể hiện như công thức sau:

Thời gian xác định TTĐN thông thường là 1 năm (T = 8760h)

Trên thực tế vận hành, TTĐN trên hệ thống điện của EVN là tổn thất điện năng trên toàn bộ lưới điện do EVN và các đơn vị của EVN quản lý Tại mỗi vị trí ranh giới giao nhận điện năng giữa các đơn vị, vị trí xác định điện năng tự dùng tại các trạm biến

áp phải được lắp đặt hệ thống đo đếm điện năng Tổn thất máy biến thế nâng áp, máy biến áp tự dùng và các thiết bị điện trong trạm điện thuộc các Công ty phát điện quản lý không tính vào TTĐN lưới điện

1.1.3 Phân loại tổn thất điện năng

Tổng TTĐN trên lưới điện bao gồm tổn thất kỹ thuật ∆AKT và tổn thất phi kỹ thuật

từ 110kV trở lên còn có tổn thất vầng quang, dòng điện qua cáp ngầm và tụ điện còn tổn thất do điện môi

Trong thực tế hiện nay, các ngành kinh doanh sản xuất có trình độ quản lý tốt có thể tránh được tình trạng thất thoát, hao phí Nhưng đối với điện năng thì không thể tránh khỏi việc thất thoát này Tổn thất nhiều hay ít còn phụ thuộc vào các yếu tố như: công nghệ sản xuất ra điện năng (hiện đại hay lạc hậu), thiết bị sử dụng cho truyền tải

và phân phối là cũ hay mới,… Yếu tố không thể tránh khỏi là tổn thất trên đường dây dẫn truyền tải Điện năng truyền tải đi xa làm điện trở dây dẫn nóng lên, làm nóng môi trường xung quanh Ngoài ra tổn thất còn do chất liệu dây dẫn, tiết diện dây to hay nhỏ,… Bên cạnh đó tổn thất kỹ thuật còn phụ thuộc vào điều kiện, hoàn cảnh kinh tế của mỗi quốc gia đầu tư vào ngành điện như thế nào Quá trình gây tổn thất còn xảy ra

ở các trạm biến áp, các công cụ đo đếm điện cũng có sai số kỹ thuật cho phép là ±0.5%

b Tổn thất phi kỹ thuật

Các tổn thất không do nguyên nhân kỹ thuật đều được xếp vào loại tổn thất phi kỹ thuật Bao gồm các tình trạng xảy ra do vi phạm trong sử dụng điện như lấy cắp điện dưới nhiều hình thức, do chủ quan của người quản lý khi mất pha, công tơ hỏng không kịp thời xử lý, thay thế, bỏ sót hoặc ghi sai chỉ số,… dẫn đến điện năng bán cho khách hàng đo được qua hệ thống đo đếm thấp hơn so với điện năng thực tế khách hàng sử dụng

Mức độ tổn thất ở đây còn phụ thuộc vào khả năng sử dụng, điều kiện trang bị các thiết bị phụ tải ở các hộ tiêu dùng Ví dụ như nếu dây dẫn không đủ lớn so với phụ tải, cách điện không tốt trên các chỗ cần cách điện sẽ dẫn đến thất thoát điện năng Mọi tổn thất đều xảy ra sau đồng hồ đo đếm nên các đối tượng sử dụng điện cần biết rõ nguyên nhân để giảm tổn thất cho chính mình thông qua các biện pháp sử dụng hợp lý, tiết kiệm

và hiệu quả nhất Đối với ngành điện, cần xác định nguyên nhân gây tổn thất, khu vực

và khâu nào tổn thất điện năng nhiều nhất để đưa ra phương pháp khắc phục

Luận văn này không đặt vấn đề tính toán đánh giá tổn thất điện năng phi kỹ thuật,

do đó sẽ sử dụng ký hiệu chung là ∆A cho tổn thất điện năng kỹ thuật

1.2 Một số giải pháp nhằm giảm tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối

Với tốc độ tăng trưởng của phụ tải cao nên lưới điện thường xuyên phải đối mặt với tình trạng quá tải và điện áp thấp, ngoài ra trong những năm gần đây ngành điện lại đang tiếp nhận hệ thống lưới điện nông thôn, trong điều kiện địa bàn cấp điện rộng, địa hình phức tạp, phân bố phụ tải không đồng đều giữa các vùng, thời tiết diễn biến phức tạp, lưới điện cũ nát, tồn tại nhiều cấp điện áp trung áp (35, 22, 10, 6 kV), tốc độ tăng trưởng phụ tải cao (từ 2001- 2014 tăng trưởng trung bình xấp xỉ 14%/năm), biểu đồ phụ tải xấu (chênh lệch công suất giữa cao điểm và thấp điểm ngày lên đến 50 - 60%), các phụ tải công nghiệp có yêu cầu rất khắt khe về độ ổn định cung cấp điện và chất lượng điện năng Sự mất cân đối giữa tăng trưởng phụ tải và đầu tư cải tạo lưới điện trong nhiều năm qua (kể cả lưới điện truyền tải) là vấn đề mà ngành điện đang phải đối diện dẫn đến tổn thất điện năng lớn, sự cố nhiều và độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện thấp

Mục tiêu giảm tổn thất trên lưới điện phân phối đòi hỏi phải có nhiều giải pháp đồng bộ, trong đó có cả các biện pháp quản lý, hành chính nhằm giảm cả tổn thất thương mại, luận văn đề cập một số biện pháp nhằm giảm tổn thất như sau:

1.2.1 Biện pháp quản lý kỹ thuật – vận hành

Không để quá tải đường dây, máy biến áp, thường xuyên theo dõi các thông số vận hành lưới điện, tình hình tăng trưởng phụ tải để có kế hoạch vận hành, cải tạo lưới điện, hoán chuyển máy biến áp đầy, non tải một cách hợp lý, không để quá tải đường dây, quá tải máy biến áp trên lưới điện

Đảm bảo vận hành phương thức tối ưu: Thường xuyên tính toán kiểm tra đảm bảo phương thức vận hành tối ưu trên lưới điện Đảm bảo duy trì điện áp trong giới hạn cao cho phép theo quy định hiện hành và khả năng chịu đựng của thiết bị

Kiểm tra, bảo dưỡng lưới điện ở tình trạng vận hành tốt Thực hiện kiểm tra bảo dưỡng lưới điện đảm bảo các tiêu chuẩn kỹ thuật vận hành Hành lang lưới điện, tiếp địa, mối tiếp xúc, cách điện của đường dây, thiết bị… Không để các mối nối, tiếp xúc (trên dây dẫn, cáp, đầu cực thiết bị v.v ) tiếp xúc không tốt gây phát nóng dẫn đến tăng TTĐN

Thực hiện tốt công tác quản lý kỹ thuật vận hành ngăn ngừa sự cố: Đảm bảo lưới điện không bị sự cố để duy trì kết dây cơ bản có TTĐN thấp

Thực hiện vận hành kinh tế máy biến áp: Đối với các khách hàng có TBA chuyên dùng mà tính chất của phụ tải hoạt động theo mùa vụ, đơn vị kinh doanh bán điện phải vận động, thuyết phục khách hàng lắp đặt thêm MBA có công suất nhỏ riêng phù hợp phục vụ cho nhu cầu này hoặc cấp bằng nguồn điện hạ thế khu vực nếu có điều kiện để tách MBA chính ra khỏi vận hành

Hạn chế các thành phần không cân bằng và sóng hài bậc cao: Thực hiện kiểm tra đối với khách hàng gây méo điện áp trên lưới điện Trong điều kiện gây ảnh hưởng lớn đến méo điện áp, yêu cầu khách hàng phải có giải pháp khắc phục

Từng bước loại dần các thiết bị không tin cậy, hiệu suất kém, tổn thất cao bằng các thiết bị mới có hiệu suất cao, tổn thất thấp (đặc biệt là đối với MBA)

1.2.2 Biện pháp quản lý kinh doanh

Đối với kiểm định ban đầu công tơ: Phải đảm bảo chất lượng kiểm định ban đầu công tơ để công tơ đo đếm chính xác trong cả chu kỳ làm việc (5 năm đối với công tơ 1 pha, 2 năm đối với công tơ 3 pha) Đối với hệ thống đo đếm lắp đặt mới: Phải đảm bảo thiết kế lắp đặt hệ thống đo đếm bao gồm công tơ, TU, TI và các thiết bị giám sát từ xa (nếu có) đảm bảo cấp chính xác, được niêm phong kẹp chì và có các giá trị định mức (dòng điện, điện áp, tỉ số biến…) phù hợp với phụ tải

Xây dựng và thực hiện nghiêm quy định về lắp đặt, kiểm tra và nghiệm thu công

tơ để đảm bảo sự giám sát chéo giữa các khâu nhằm đảm bảo không có sai sót trong quá trình lắp đặt, nghiệm thu hệ thống đo đếm Thực hiện kiểm định, thay thế định kỳ công

tơ đúng thời hạn theo quy định (5 năm đối với công tơ 1 pha, 02 năm đối với công tơ 3 pha) Thực hiện kiểm tra, bảo dưỡng hệ thống đo đếm Thực hiện quy định về kiểm tra, bảo dưỡng hệ thống đo đếm (công tơ, TU, TI…) để đảm bảo các thiết bị đo đếm trên lưới được niêm phong quản lý tốt, có cấp chính xác phù hợp đảm bảo đo đếm đúng Thực hiện chế độ quản lý, kiểm tra để kịp thời phát hiện và thay thế ngay thiết bị đo đếm bị sự cố (công tơ kẹt cháy, TU, TI cháy hỏng…), hư hỏng hoặc bị can thiệp trái phép trên lưới điện Không được để công tơ kẹt cháy quá một chu kỳ ghi chỉ số

Củng cố nâng cấp hệ thống đo đếm: Từng bước áp dụng công nghệ mới, lắp đặt thay thế các thiết bị đo đếm có cấp chính xác cao cho phụ tải lớn Thay thế công tơ điện

tử 3 pha cho các phụ tải lớn; áp dụng các phương pháp đo xa, giám sát thiết bị đo đếm

từ xa cho các phụ tải lớn nhằm tăng cường theo dõi, phát hiện sai sót, sự cố trong đo đếm

Thực hiện lịch ghi chỉ số công tơ Đảm bảo ghi chỉ số công tơ đúng lộ trình, chu

kỳ theo quy định, đúng ngày đã thỏa thuận với khách hàng, tạo điều kiện để khách hàng cùng giám sát

Củng cố và nâng cao chất lượng ghi chỉ số công tơ, đặc biệt đối với khu vực thuê dịch vụ điện nông thôn ghi chỉ số nhằm mục đích phát hiện kịp thời công tơ kẹt cháy,

hư hỏng ngay trong quá trình ghi chỉ số để xử lý kịp thời Đảm bảo ghi chỉ số công tơ đúng ngày, lộ trình qui định

Khoanh vùng đánh giá TTĐN: Thực hiện lắp đặt công tơ ranh giới, công tơ cho từng xuất tuyến, công tơ tổng từng TBA phụ tải qua đó theo dõi đánh giá biến động TTĐN của từng xuất tuyến, từng TBA công cộng hàng tháng và lũy kế đến tháng thực hiện để có biện pháp xử lý đối với những biến động TTĐN

Đảm bảo phụ tải đúng với từng đường dây, từng khu vực Kiểm tra, xử lý nghiêm

và tuyên truyền ngăn ngừa các biểu hiện lấy cắp điện Tăng cường công tác kiểm tra chống các hành vi lấy cắp điện, cần thực hiện thường xuyên liên tục trên mọi địa bàn, đặc biệt là đối với các khu vực nông thôn mới tiếp nhận bán lẻ

Cùng cộng đồng thực hiện các giải pháp tiết kiệm điện; Thực hiện tăng cường nghiệp vụ quản lý khác: Xây dựng và thực hiện nghiêm quy định quản lý kìm, chì niêm phong công tơ, TU, TI , hộp bảo vệ hệ thống đo đếm; xây dựng quy định kiểm tra, xác minh đối với các trường hợp công tơ cháy, mất cắp, hư hỏng… nhằm ngăn ngừa hiện tương thông đồng với khách hàng vi phạm sử dụng điện; Tăng cường phúc tra ghi chỉ

số công tơ để đảm bảo việc ghi chỉ số đúng quy định của quy trình kinh doanh

Ứng dụng phần mềm OMS (OMS-Outage Management System) để quản lý sự cố: với các chức năng kết hợp đánh giá và phân tích độ tin cậy vận hành của lưới điện, phần mềm là công cụ hỗ trợ công tác thiết kế, các giải pháp như quản lý sự cố (OMS-Outage Management System), ứng dụng nền bản đồ số (GIS) hay hết hợp với hệ thông thu thập

và quản lý dữ liệu (SCADA) đều có thể ứng dụng cùng với phần mềm

Ứng dụng hệ thống quản lý và giám sát hệ thống điện SCADA để nâng cao năng lực thông qua các công cụ hiện đại và đồng bộ là một trong những hướng đi tích cực nhằm đạt được mục tiêu về quản lý vận hành lưới điện phân phối

Giảm tổn thất điện năng luôn là mục tiêu quan trọng của các đơn vị Điện lực, vì vậy ngoài các biện pháp và giải pháp truyền thống thì việc tiếp cận và làm chủ công nghệ cũng là biện pháp đang đem lại hiệu quả giúp nâng cao năng lực cho công tác giám sát và vận hành lưới điện để giảm tổn thất

1.3 Phương pháp xác định tổn thất điện năng

1.3.1 Xác định TTĐN theo các thiết bị đo

Căn cứ theo EVN ([4]), TTĐN được xác định là điện năng chênh lệch giữa tổng điện nhận (mua), xác định theo công thức (1.1) Tuy nhiên, kết quả xác định được sẽ bao gồm cả TTĐN kỹ thuật và TTĐN phi kỹ thuật Bên cạnh đó, phương pháp này

không thể sử dụng được cho các nghiên cứu, dự báo, quy hoạch thiết kế hoặc các tính toán tối ưu hóa vận hành hệ thống

Tổng TTĐN được xác định bằng cách đo như sau:

Hình 1.1 Sơ đồ nguyên lý chung của thiết bị đo sử dụng để xác định tổn thất điện năng trên

lưới điện

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:

∆𝐴 = 𝐴𝑁 − 𝐴𝐺 = ∑ 𝐴𝑛ℎậ𝑛(𝑖)

𝑚

𝑖=1

− ∑ 𝐴𝑔𝑖𝑎𝑜(𝑘)𝑛

Bảng 1.1 Thống kê tổn thất điện năng tại một số quốc gia theo số liệu của Ngân hàng

Thế giới (WB)

Tổn thất điện năng một số nước trong khu vực

Tổn thất điện năng một số nước trên thế giới

nỗ lực thực hiện chỉ tiêu giảm tổn thất điện năng của lãnh đạo EVN và tất cả cán bộ công nhân viên các đơn vị trong Tập đoàn, EVN đã giảm tổn thất điện năng từ 10,15% năm 2010 xuống 7,94% năm 2015 (giảm được 2,21%), hoàn thành xuất sắc chỉ tiêu Thủ tướng Chính phủ giao tại Quyết định số 854/QĐ-TTg ngày 10/7/2012 Tiếp tục chương trình giảm tổn thất điện năng đến năm 2018, EVN đã thực hiện giảm tổn thất điện năng xuống dưới 6,83% hoàn thành trước 1 năm so với kế hoạch giai đoạn 2016-2020 Với đặc thù địa hình dài trên 2.000 km và hẹp của nước ta, phụ tải điện lại tập trung ở vùng đồng bằng miền Đông Nam Bộ và đồng bằng Bắc Bộ, phụ tải miền Trung chỉ dưới 10% cả nước, nhiều nguồn điện lại nằm xa tâm phụ tải, nên lưới điện cần phải đầu tư lớn, có nhiều khoảng cách truyền tải xa Mạng lưới điện của Việt Nam đã phát triển nhanh cả về quy mô, về chất lượng kỹ thuật, cũng như khả năng vận hành hiệu quả

để đáp ứng nhu cầu điện Đến nay lưới điện Việt Nam đã thuộc loại lớn trên thế giới

Việc đưa chỉ tiêu tổn thất điện năng xuống mức tiên tiến thế giới hoàn toàn không phải

là việc dễ làm, và đây là nỗ lực lớn, thể hiện hiệu quả sản xuất cung ứng điện của EVN

và các đơn vị thành viên

Sử dụng phương pháp đo lường để xác định tổng tổn thất điện năng trong lưới điện

có thể được kết luận như sau:

Độ chính xác của số liệu đo và thống kê là yếu tố quyết định đánh giá TTĐN, do

đó các số liệu từ thiết bị đo lường phải được đồng bộ tuyệt đối về thời gian ghi lại dữ liệu Áp dụng phương pháp này trong điều kiện HTĐ Việt Nam thường gặp khó khăn trong khâu thu thập số liệu, nhất là đối với LPP trung áp

Phương pháp thường dùng để đánh giá TTĐN thực tế trong công tác vận hành và quản lý mạng lưới điện

Phương pháp này cho kết quả bao gồm cả TTĐN phi kỹ thuật, còn gọi là tổn thất kinh doanh, không thể biết được TTĐN kỹ thuật do đặc điểm cấu trúc lưới điện và đặc trưng của phụ tải Để đánh giá mức độ tổn thất phi kỹ thuật, cần xác định được tỷ lệ tổn thất kỹ thuật trong tổng TTĐN

1.3.2 Công thức tổng quát tính TTĐN kỹ thuật

Thành phần chính trong hầu hết các tính toán TTĐN là tổn thất trên điện trở dây dẫn và các cuộn dây MBA, các công thức đều xuất phát từ việc xác định tổn thất do phát nóng trên điện trở tác dụng của các phần tử [2]

Trên cơ sở định luật Joule do phát nóng trên điện trở tác dụng, tổn thất công suất (TTCS) tác dụng do phát nóng tại mỗi thời điểm ∆P(t) tỷ lệ thuận với bình phương của cường độ dòng điện It đi qua điện trở R:

0

= 𝑅 ∫𝑃𝑡

𝑈𝑡2 𝑑𝑡𝑇

0

PT 1.5

TTCS tác dụng ∆P(t) thay đổi theo thời gian và phụ thuộc vào phụ tải, với nhiều thông số không thể thu thập được, nhất là đối với lưới điện phân phối (LĐPP) Vì thế trong từng tính toán thực tế với TTĐN, các công thức trên được vận dụng khác nhau

1.3.3 Tính TTĐN theo đồ thị phụ tải

a Tính theo đồ thị phụ tải ngày, đêm

Nếu biết đồ thị phụ tải (ĐTPT) ngày đêm với giá trị phụ tải từng giờ, thì TTĐN trong một ngày được tính với công thức sau:

Trong đó ΔAi là TTĐN ngày, đêm tính cho loại đồ thị phụ tải i, ki là số ngày có đồ thị phụ tải i và có k loại đồ thị phụ tải

b Tính theo đồ thị phụ tải kéo dài năm

Đồ thị phụ tải thường được phân loại theo mùa, tháng hoặc ngày điển hình trong tuần Ví dụ có đồ thị phụ tải cho ngày làm việc (251 ngày) và đồ thị phụ tải ngày cuối tuần (104 ngày) điển hình (theo [4])

Từ đồ thị phụ tải (ĐTPT) kéo dài năm có hình bậc thang với n bậc, mỗi bậc kéo dài trong khoảng thời giantivà có công suất phụ tải Sikhông đổi (hình 1.2), thì TTĐN được xác định như sau:

Hình 1.2 Đồ thị phụ tải kéo dài năm dạng bậc thang với n bậc

Đối với LPP hoặc khi Ut không xác định được giá trị thì có thể tính Ut = Udm khi

đó TTĐN được tính như sau:

∆𝐴 = 𝑅

𝑈𝑑𝑚2 (∑ 𝑃𝑖2

1

𝑛+ ∑ 𝑄𝑖21

𝑛

Tổn thất điện năng thường được tính theo ĐTPT kéo dài với ti = 1h, như vậy giá trị tổn thất cho 1 năm sẽ là:

Các trường hợp áp dụng cách tính TTĐN theo đồ thị phụ tải:

- Các đường dây trên hệ thống lưới điện truyền tải điện năng của các nhà máy điện đến các nút hệ thống, trên các đường dây này S(i) phụ thuộc chế độ làm việc của các nhà máy điện

- Đường dây, hay MBA truyền tải hoặc phân phối nhưng được đóng cắt theo ngày đêm hoặc theo mùa vì lý do giảm tổn thất điện năng

- Đường dây có tụ bù có điều khiển

1.3.4 Tính TTĐN theo thời gian tổn thất công suất lớn nhất τ

Từ (1.11), nếu đường dây cung cấp điện cho phụ tải có đồ thị ổn định ta có thể viết như sau:

𝑃𝑚𝑎𝑥2 =∑ 𝑃𝑖

8760 0

𝑃𝑚𝑎𝑥2

𝜏𝑄 =∑ 𝑄𝑖

8760 𝑖=1

𝑄𝑚𝑎𝑥2 =∑ 𝑄𝑖

8760 0

𝜏 = ∑ 𝑆𝑖

8760 𝑖=1

𝑆𝑚𝑎𝑥2 =∑ 𝐼𝑡

8760 𝑡=1

 gọi là thời gian tổn thất công suất lớn nhất

Ý nghĩa của thông số  rất rõ ràng, nếu dòng điện It luôn bằng Imax không đổi thì trong thời gian  (giờ) nó gây ra tổn thất đúng bằng TTĐN do dòng điện thật gây ra trong cả năm (T=8760h) Như vậy, nếu biết thời gian tổn thất công suất lớn nhất  ta có thể tính được TTĐN năm theo công thức (1.15)

Tổn thất công suất lớn nhất () được tính toán cho các loại đồ thị phụ tải có quy luật biến đổi ổn định, sau đó đưa vào các cẩm nang để sử dụng trong quy hoạch và thiết

kế điện

1.3.5 Tính TTĐN theo hệ số tổn thất (tổn thất) điện năng (LsF)

Nhằm xác định nhanh tổn thất điện năng trong lưới điện người ta còn sử dụng một phương pháp khác là sử dụng hệ số tổn thất (một số tài liệu gọi là hệ số tổn thất) điện năng trên cơ sở dòng điện trung bình bình phương Phương pháp này thường được áp dụng nếu biết đồ thị phụ tải ngày đêm

Với khoảng thời gian tính toán tổn thất điện năng thường lấy trong 1 năm nên có thể coi T=8760h

Khi đó ta có :

∆𝐴 = 3𝑅 ∫08760𝐼𝑡2𝑑𝑡 = 3𝑅 𝐼𝑡𝑏𝑡2 8760 PT 1.17 Trong đó:

𝐼𝑡𝑏2 = √∫ 𝐼𝑡

8760 08760

PT 1.18

là dòng điện trung bình bình phương trong năm

R là điện trở của lưới điện, Ω

Nếu nhân và chia vào công thức (1.14) với 2

Hệ số trên được gọi là hệ số tổn thất (hay tổn thất) điện năng LsF (Loss Factor)

Do đó khi biết giá trị của LsF dựa theo công thức (1.19) ta có thể xác định TTĐN

Nhưng trên thực tế do thiếu thông tin về đồ thị phụ tải, các phương pháp tính toán TTĐN kỹ thuật thường dựa vào các hệ số quy đổi, cụ thể là thời gian tổn thất công suất lớn nhất  hay hệ số tổn thất công suất LsF Trong các phương pháp này yêu cầu phải đánh giá được quan hệ giữa mức độ tiêu thụ công suất thực tế của phụ tải điện với tổn thất công suất trên lưới Quan hệ này phụ thuộc vào đặc trưng của phụ tải trong hệ thống điện trong mỗi thời kỳ nhất định, được thống kê và xây dựng thành các công thức kinh nghiệm phục vụ tính toán nhanh TTĐN Việc sử dụng các công thức kinh nghiệm gần đúng dựa theo những số liệu đã cũ có thể gây ra sai số khi áp dụng cho hệ thống điện hiện đang vận hành Như vậy cần thiết phải có các đánh giá hiệu chỉnh phù hợp theo các

dữ liệu thu thập từ hệ thống giai đoạn gần đây

CHƯƠNG 2 PHỤ TẢI ĐIỆN VÀ MỐI LIÊN HỆ VỚI HỆ SỐ TỔN THẤT ĐIỆN

NĂNG TRÊN LƯỚI ĐIỆN 2.1 Khái niệm phụ tải điện

Phụ tải điện là công suất tác dụng P và công suất phản kháng Q yêu cầu đối với lưới điện ở điện áp và tần số danh định tại một thời điểm nào đó trên lưới điện (gọi là điểm đấu phụ tải) và trong một thời điểm hoặc một khoảng thời gian nào đó [2]

Phụ tải điện còn được dùng để chỉ các hộ dùng điện nói chung Phụ tải bao gồm công suất của các thiết bị dùng điện và tổn thất công suất trên lưới điện từ điểm nối thiết

bị dùng điện đến điểm đấu phụ tải

Phụ tải tác dụng P được sử dụng để sinh ra công hữu ích trong các thiết bị dùng điện như: ánh sáng, động lực, nhiệt,… và bù và tổn thất công suất trên lưới điện Công suất tác dụng đòi hỏi ở nguồn điện nhiên liệu sơ cấp

Phụ tải phản kháng Q là công suất phản kháng cảm tính, sử dụng để gây ra từ trường trong các thiết bị dùng điện như các động cơ và trong máy biến áp,…Điện trường

sử dụng một lượng năng lượng được lấy từ nguồn điện khi phụ tải bắt đầu hoạt động (đóng điện), năng lượng này không bị mất đi, nó chỉ dao động giữa từ trường và nguồn (máy phát điện) Trong ½ chu kỳ từ trường phát năng lượng và ½ chu kỳ tiếp theo nó nhận năng lượng, nơi tạm giữ năng lượng này chính là nguồn công suất phản kháng: máy phát điện hoặc tụ điện, sở dĩ máy phát điện và tụ điện tạm giữa được công suất phản kháng này vì chúng tạo ra điện trường Điện trường hoạt động ngược với từ trường, khi

từ trường phát năng lượng thì điện trường nhận và ngược lại

Từ trường không tiêu tốn nhiên liệu trực tiếp Tuy nhiên nó gây ra tổn thất điện năng khi dao dộng dưới dạng dòng điện giữa nguồn điện và từ trường Công suất phản kháng cảm tính quy ước mang dấu dương (ngược với công suất phản kháng trung tính của điện trường mang dấu âm)

Trong các giá trị của phụ tải, quan trọng nhất là phụ tải max (là công suất max hoặc dòng điện max, còn gọi là phụ tải tính toán), đó là công suất yêu cầu lớn nhất của phụ tải đối với hệ thống điện trong một chu kỳ vận hành nhất định, thường lấy là một năm Phụ tải tính toán dùng để thiết kế lưới điện: chọn thiết bị theo điều kiện phát nóng, tính tổn thất điện áp, tổn thất điện năng và tổn thất công suất Do đó phụ tải tính toán phải đảm bảo gây phát nóng lớn nhất trong dây dẫn, máy biến áp hay thiết bị phân phối điện khác

2.2 Các tính chất của phụ tải điện

2.2.1 Biến thiên theo quy luật ngẫu nhiên

Hoạt động của các thiết bị dùng điện riêng lẻ vừa có tính quy luật vừa có tính ngẫu nhiên, do đó hoạt động của một tập hợp thiết bị dùng điện cũng có tính chất như vậy Khi số lượng thiết bị dùng điện lớn đến mức nào đó, thì bắt đầu có quy luật biến thiên rõ ràng và tương đối ổn định, với các phụ tải này đã có thể lập ra đồ thị phụ tải ngày đêm trung bình, lấy trung bình từng thời điểm trong nhiều ngày với độ tán xạ nhất định Thiết bị dùng điện càng nhiều thì độ tán xạ càng nhỏ

2.2.2 Có tính theo mùa

Trong các mùa khác nhau trong năm đối với cùng một phụ tải nhưng lại có công suất yêu cầu khác nhau Ví dụ: bình nóng lạnh, các thiết bị làm mát như quạt, điều hòa nhiệt độ,…

2.2.3 Giá trị phụ tải phụ thuộc vào thời tiết

Khi mà nhiệt độ thay đổi với mức chênh lệch lớn giữa hai ngày liên tiếp cũng tạo

ra sự khác nhau đáng kể của phụ tải

2.2.4 Giá trị thực dùng của phụ tải phụ thuộc vào điện áp và tần số

Khi tần số và điện áp có giá trị danh định thì công suất thực dùng bằng công suất yêu cầu, nhưng khi tần số hay điện áp khác danh định thì công suất thực dùng sẽ khác nhau Cụ thể là khi tần số và điện áp thấp hơn định mức thì công suất thực dùng sẽ nhỏ hơn công suất yêu cầu và ngược lại

2.3 Đồ thị phụ tải

Phụ tải điện là một hàm biến đổi theo thời gian Đường cong biểu diễn sự biến thiên của công suất tác dụng (P), công suất phản kháng (Q) và dòng điện phụ tải theo thời gian là đồ thị phụ tải tương ứng với công suất tác dụng, công suất phản kháng và dòng điện Đồ thị phụ tải điện là số liệu vô cùng quan trọng trong tính toán thiết kế cung cấp điện

Đồ thị phụ tải điện được phân loại thành:

Theo loại công suất

+ Đồ thị phụ tải công suất tác dụng

+ Đồ thị phụ tải theo công suất phản kháng

+ Đồ thị phụ tải theo công suất biểu kiến

Hình 2.1 Ví dụ về đồ thị phụ tải hàng ngày hay phụ tải ngày đêm

Đối với đồ thị phụ tải hàng ngày hay phụ tải ngày đêm (hình 2.1), các thông số quan trọng bao gồm:

- Smax(hoặc Pmax): công suất yêu cầu lớn nhất sáng và tối (còn gọi là đỉnh sáng và đỉnh tối)

- Stb(hoặc Ptb): công suất yêu cầu trung bình

𝑃𝑡𝑏 =∫ 𝑃(𝑡)𝑑𝑡

24 0

𝑃𝑚𝑎𝑥

PT 2.1

Thời gian xảy ra công suất cao và thấp điểm trong ngày

Từ đồ thị phụ tải ngày người ta lập ra đồ thị phụ tải kéo dài năm, bằng cách sắp xếp các giá trị phụ tải từng giờ theo thứ tự thấp dần từ gốc tọa độ, mỗi giá trị phụ tải có

độ kéo dài trên đồ thị bằng số giờ nó kéo dài trong năm, vì thế có tên gọi là đồ thị phụ tải kéo dài năm (hình 2.2)

Hình 2.2 Ví dụ về đồ thị phụ tải kéo dài năm

Phụ tải cực đại và cực tiểu là hai thông số quan trọng trong đồ thì phụ tải kéo dài năm Điện năng tiêu thụ của phụ tải trong toàn bộ thời gian được xác định bằng diện tích bao phủ bởi đồ thị phụ tải và trục hoành chính

Diện tích bao phủ bởi đồ thị phụ tải và trục hoành chính là điện năng yêu cầu trong một năm, như vậy điện năng tiêu thụ trong 24 giờ được tính như sau:

LF tính theo (2.7) và hệ số sử dụng Ksd tính theo (2.5) là như nhau Ta có quan hệ giữa

LF và Tmax như sau:

2.4 Đánh giá mối liên hệ giữa hệ số tổn thất và hệ số tải

2.4.1 Mối liên hệ giữa thời gian TTCS max τ và thời gian sử dụng công suất lớn nhất T max

Thời gian TTCS lớn nhất  được coi là hàm số phụ thuộc Tmax và hệ số công suất cosφ của phụ tải (theo [1,2,7]):

Phương pháp tính TTĐN theo thời gian tổn thất công suất lớn nhất được áp dụng cho các đường dây cấp điện cho phụ tải với sơ đồ lưới điện hở (có 1 nguồn cung cấp) Khi đó phân bố công suất trên các đoạn đường dây là phân bố tự nhiên không phụ thuộc

dây có đồ thị biến đổi trùng với ĐTPT cuối đường dây, do đó  được đánh giá thống kê như một hàm số của thời gian sử dụng công suất lớn nhất Tmax và hệ số công suất cosφ của phụ tải

Nếu coi cosφ của phụ tải không đổi, giá trị  chỉ còn phụ thuộc Tmax và được tính toán thống kê theo số liệu của phụ tải, có thể được cho dưới dạng bảng (bảng 2.1), đường cong (hình 2.3) hoặc theo các công thức kinh nghiệm và dùng cho các trường hợp cần xác định nhanh TTĐN trên lưới điện không có số liệu về đồ thị công suất của phụ tải

τ được tính toán thống kê theo Tmax của đồ thị phụ tải, cho dưới dạng bảng, đường cong hoặc theo công thức kinh nghiệm và dùng cho các đường dây cấp điện cho phụ tải Các công thức thường được sử dụng trên thực tế là [1]:

𝜏 = (0.124 + 𝑇𝑚𝑎𝑥 10−4)2 8760 PT 2.10

𝜏 = 0.3𝑇𝑚𝑎𝑥 +0.7𝑇𝑚𝑎𝑥

28760

PT 2.11

Trong đó công thức (2.10) được áp dụng dựa theo quy trình tính toán lưới điện của Liên Xô (cũ), hiện cũng là công thức được sử dụng chính thức tại EVN, Bộ Công Thương cũng như trong giảng dạy tại Việt Nam [3,4,7], trong nhiều trường hợp được áp dụng cho cả lưới điện truyền tải

Ngoài ra,  còn có thể tra gần đúng theo đồ thị quan hệ  = f(Tmax, cosφ) với mỗi giá trị cosφ cụ thể của phụ tải, như trên hình 2.3 (theo [2]) Hay được thể hiện thông qua bảng 2.1

Bảng 2.1 Bảng tra mối liên hệ giữa 𝑇𝑚𝑎𝑥 và τ

T max (h)  (h) T max (h)  (h) T max (h)  (h)

4000 2500 5500 4000 7000 5900

4500 3000 6000 4600 7500 6600

5000 3500 6500 5200 8000 7400 Phương pháp xác định TTĐN theo thời gian TTCS lớn nhất  khá đơn giản và có thể áp dụng nhanh chóng và thuận tiện để tính toán TTĐN trong các lưới điện hình tia như lưới phân phối Việt Nam

Mỗi nhóm phụ tải có đồ thị phụ tải đặc trưng, tương ứng có một giá trị Tmax, hay nói cách khác những hộ dùng điện thuộc cùng một loại đều có Tmax tương tự nhau, khi

có thống kê đầy đủ về phụ tải thì ta hoàn toàn có thể lập được bảng các giá trị Tmax tùy theo phụ tải

Ngoài ra Tmax còn được xác định từ số liệu quá khứ, sau đó áp dụng cho tính toán quy hoạch trong tương lai gần:

Các công thức và đường cong xác định  nêu trên chỉ là phương pháp gần đúng lấy theo số liệu thực nghiệm và tiệm cận hóa, nhất là được xác định trên những lưới điển hình và phụ tải của nước ngoài trong một thời gian khảo sát nào đó Như vậy có thể thấy hầu hết các phương pháp kinh nghiệm nhằm tính toán  từ Tmax như trên đều có nhược điểm là không có kiểm chứng đối với số liệu thực tế của phụ tải lưới điện Việt Nam Trong trường hợp có sai số cũng rất khó để tiến hành hiệu chỉnh nhằm đạt được kết quả chính xác hơn

2.4.2 Mối liên hệ giữa hệ số tổn thất và hệ số tải

Theo mục 1.3.5, ta đã xác định được hệ số tổn thất LsF là tỷ lệ giữa dòng điện trung bình bình phương 𝐼𝑡𝑏2 và bình phương của dòng điện cực đại 𝐼𝑚𝑎𝑥2 Do đó hệ số tổn thất điện năng LsF cũng là tỷ số giữa tổn thất công suất trung bình ∆Ptb và tổn thất công suất khi phụ tải cực đại ΔPmax trong một khoảng thời gian xác định T

Để xác định hệ số tổn thất LsF, cũng cần biết đặc trưng tiêu thụ điện năng của phụ tải trong khoảng thời gian tương ứng Cụ thể là hệ số tải LF (Load Factor), nếu coi hệ

số công suất không đổi và biểu diễn theo công suất tác dụng P của phụ tải thì:

Nếu trong khoảng thời gian T xác định (ngày, tuần, tháng, năm) có điện năng tiêu thụ là A và tổn thất trên đường dây là ΔA thì có thể biểu diễn thông qua hệ số tổn thất

và hệ số tải dưới dạng như sau:

- ∆Pmax được xác định dựa trên các tính toán phân bố công suất cho lưới điện

- Do đó, TTĐN ∆A tính được dựa trên mối liên hệ giữa LsF và LF trong trường hợp không có đồ thị phụ tải

Mối liên hệ giữa LsF và LF được đánh giá như sau:

Giả sử, đối với lưới điện cung cấp cho phụ tải với công suất tác dụng P và tổn thất

ΔP có giá trị như biểu diễn trong hình 2.4:

Hình 2.4 Biểu đồ thể hiện công suất phụ tải và tổn thất công suất trên lưới

Từ hình 2.4 hệ số tải được xác định như sau:

Trong chương 1 đã phân loại TTĐN, với 2 loại TTĐN kỹ thuật bao gồm:

TTĐN không phụ thuộc vào tải: tổn thất do rò điện, vầng quang, tổn thất trong mạch từ máy biến áp, bộ phận điều chỉnh điện áp, dàn tụ bù, cuộn dây đồng hồ và các thiết bị đo lường khác… Đối với loại này LsF=1

TTĐN phụ thuộc vào dòng tải, là tổn thất do phát nóng trên dây dẫn và dây quấn máy biến áp Đối với loại tổn thất này thì 0 < LsF ≤ 1

Giả thiết thông số điện trở của các vật dẫn gây ra TTĐN do phát nóng (phụ thuộc vào tải) không đổi, điện áp trong quá trình tính tổn thất điện năng là hằng số và hệ số công suất của các phụ tải cố định Khi đó tổn thất công suất tỷ lệ thuận với bình phương công suất phụ tải, tức là:

Từ các công thức (2.17) và (2.20) ta xét ba trường hợp giới hạn sau:

Phụ tải cực tiểu Pmin = P1 = 0 khi đó:

𝐿𝑠𝐹 = 𝐿𝐹 = 𝑡

𝑇

PT 2.25

Thời gian tồn tại phụ tải cực đại rất nhỏ t ≈ 0 khi đó LsF ≈ LF2

Thời gian tồn tại phụ tải cực đại chiếm phần lớn khoảng thời gian khảo sát (phụ tải không đổi), tức là t≈T; lúc này LsF≈LF

Như vậy ta có khoảng giá trị của LsF nằm trong khoảng:

Nếu đồ thị công suất của phụ tải dạng phức tạp, ta hoàn toàn có thể chuyển về dạng

đồ thị kéo dài và xấp xỉ thành dạng bậc thang (hình 2.5) Ở đây quan hệ (2.25) đúng cho tất cả các đồ thị khác nhau của phụ tải

Hình 2.5 Đồ thị phụ tải dạng bậc thang

Để xác minh tính chính xác của công thức mối liên hệ giữa LsF và LF đòi hỏi nghiên cứu trên số liệu lưới điện thực tế Công thức biểu diễn quan hệ này phụ thuộc công suất phụ tải và thời gian tức là phụ thuộc biểu đồ của các phụ tải Từ năm 1928, những nghiên cứu ban đầu của Buller và Woodrow đã đưa ra công thức kinh nghiệm về quan hệ này như sau [12,13,15]:

Với k là hệ số hiệu chỉnh, 0 ≤ k ≤1

Trong đó, dựa trên đánh giá các phụ tải của lưới điện khu vực tác giả đã chọn hệ

số k phù hợp nhất là 0.3 Khi đó, quan hệ giữa LsF và LF có dạng:

Hàm mũ: 𝐿𝑠𝐹 = 𝐿𝐹1.192

Như vậy có thể đặt vấn đề đánh giá lại công thức kinh nghiệm (2.27) trong điều kiện lưới điện phân phối của TP Hà Nội

2.5 Áp dụng tính toán hệ số tổn thất vào ví dụ minh họa cụ thể

Để xây dựng một quy trình đánh giá đồng thời kiểm tính hiệu quả, phù hợp để tính toán TTĐN bằng việc áp dụng những phương pháp và các công thức tính TTĐN đã nêu trên (mục 2.4) ta thông qua một ví dụ sau đây:

Cho lưới điện mẫu được mô tả như trên hình 2.6 và có phụ tải có số liệu phụ tải ngày đêm như cho trong bảng 2.2 sau đây với giải thiết coi hệ số công suất của phụ tải

Hình 2.6 Đồ thị phụ tải ngày đêm của lưới điện mẫu

Ta có công thức tính điện năng tiêu thụ 1 năm của phụ tải như sau:

Do đó đặc trưng của đồ thị phụ tải được biểu diễn như sau:

𝑇𝑚𝑎𝑥 =𝐴8760

𝑃𝑚𝑎𝑥

𝐿𝐹 = 𝑇𝑚𝑎𝑥8760Tổn thất điện năng 1 năm sẽ là:

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

P

t

2) Mặt khác theo công thức kinh nghiệm, từ T max và LF ban đầu, ta có:

𝜏 = (0.124 + 𝑇𝑚𝑎𝑥 10−4)2 8760

𝐿𝑠𝐹 = 0.3𝐿𝐹 + 0.7𝐿𝐹2

Kết quả tính toán được thể hiện như bảng sau:

Bảng 2.3 Kết quả tính toán áp dụng tính toán hệ số tổn thất vào ví dụ minh họa cụ thể

τ từ đồ thị phụ tải, theo công thức tính chính xác 4800.24 h

τ tính theo công thức kinh nghiệm 5000.82 h

LsF từ đồ thị phụ tải, theo công thức tính chính xác 0.55

LsF tính theo công thức kinh nghiệm 0.58

Từ kết quả tính toán thu được ta rút ra được đánh giá như sau: thời gian tổn thất công suất lớn nhất τ và hệ số tổn thất LsF ở trên hoàn toàn không phụ thuộc điện trở của lưới điện, mà chỉ phụ thuộc vào đặc trưng tiêu thụ điện năng của phụ tải, tức là đồ thị phụ tải ngày điển hình

Kết quả tính thời gian tổn thất công suất lớn nhất và hệ số tổn thất theo hai phương pháp tính theo đồ thị phụ tải và theo công thức kinh nghiệm thu được giá trị có sai số nhất định

2.6 Nhận xét và kết luận chương 2

Từ những phân tích, tính toán ở trên ta có thể đưa ra nhận xét rằng tính toán TTĐN bằng phương pháp tính theo hệ số tổn thất điện năng LsF hay tính theo thời gian tổn thất công suất lớn nhất τ là tương tự như nhau Cả hai phương pháp này đều xuất phát từ đặc trưng tiêu thụ công suất của phụ tải Trong bảng 2.3 thể hiện biểu thức, mối quan hệ giữa chúng

Bảng 2.4 Bảng tổng hợp biểu thức, mối quan hệ giữa LF, LsF và τ, T max

PT 2.30

Phương pháp sử dụng hệ số tổn thất LsF thường được sử dụng khi biết đồ thị phụ tải ngày đêm Công thức kinh nghiệm (2.26) để tính hệ số tổn thất LsF = f(LF) cũng được xây dựng dựa trên việc đánh giá phụ tải của hệ thống điện Tại TP Hà Nội hiện nay chưa có nghiên cứu đầy đủ để đưa ra hệ số k phù hợp

Từ công thức (2.11) về mối liên hệ giữa τ và Tmax ta thấy không có các hệ số hiệu chỉnh dẫn đến rất khó để điều chỉnh cho phù hợp trong điều kiện lưới điện TP Hà Nội

Do đó, luận văn dự kiến sử dụng công thức kinh nghiệm (2.26) để đánh giá độ chính xác

và hiệu chỉnh lại hệ số tổn thất theo số liệu của phụ tải lưới điện phân phối TP Hà Nội Nhận thấy độ chính xác giữa công thức kinh nghiệm và theo đồ thị phụ tải thực tế không phụ thuộc vào cấu trúc của lưới điện, do đó ta có thể kiểm nghiệm được độ chính xác của phương pháp theo số liệu của đồ thị phụ tải Dựa vào số liệu thực tế thu thập được về điện năng tiêu thụ của các thành phần phụ tải của TP Hà Nội, từ đó xây dựng được đồ thị phụ tải của lưới điện TP Hà Nội Trên cơ sở đó tìm hệ số phù hợp trong công thức kinh nghiệm ứng với điều kiện lưới điện TP Hà Nội

CHƯƠNG 3 TỔNG QUAN HỆ THỐNG ĐIỆN THÀNH PHỐ HÀ NỘI 3.1 Nguồn điện

Hiện tại thành phố Hà Nội được cấp điện từ 04 trạm biến áp 500/220kV bao gồm các trạm: T500 Thường Tín (2x900MVA); T500 Hiệp Hòa (2x900MVA); T500 Phố Nối (2x600MVA), T500 Đông Anh (2x900MVA)

Bảng 3.1 Danh sách các trạm 500kV cấp điện cho TP Hà Nội

Nguồn điện thành phố Hà Nội được cấp điện từ các trạm biến áp 220kV do Công

ty truyền tải điện Miền Bắc quản lý và 01 trạm 220kV do Tổng công ty Điện lực TP Hà Nội quản lý

Bảng 3.2 Danh sách các trạm 220kV cấp điện cho TP Hà Nội

(kV)

Công suất (MVA)

Đơn vị QLVH