Tìm hiểu các phương pháp đánh giá tổn thất điện năng kỹ thuật cho lưới điện trung áp ứng dụng tính toán tổn thất điện năng cho lưới điện phân phối 22kv vĩnh yên

Phương pháp tính toán tổn thất điện năng đang được sử dụng tại Việt Nam hiện nay còn không thống nhất giữa các đơn vị thực hiện, cũng như không thực sự đầy đủ và phù hợp với số liệu thốn

bộ giáo dục và đào tạo trường đại học bách khoa hà nội

-

luận văn thạc sĩ khoa học

Tìm hiểu các phương pháp đánh giá tổn thất

điện năng kỹ thuật cho lưới điện trung áp ứng dụng tính toán Tổn thất điện năng Cho lưới điện phân phối 22kv vĩnh yên.

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan: Bản luận văn tốt nghiệp này là công trình nghiên cứu thực

sự của cá nhân, được thực hiện trên cơ sở nghiên cứu lý thuyết, kiến thức kinh điển,

áp dụng vào thực tiễn và dưới sự hướng dẫn khoa học của T.S: Lã Minh Khánh

Những số liệu được sử dụng được chỉ rõ nguồn trích dẫn trong danh mục tài liệu tham khảo Kết quả nghiên cứu này chưa được công bố trong bất kỳ công trình nghiên cứu nào từ trước đến nay

Hà Nội, ngày 22 tháng 10 năm 2010

Phùng Văn Phú

MỤC LỤC

TrangTrang phụ bìa

Lời cam đoan Danh mục các ký hiệu, các chữ viết tắt

Danh mục các bảng Danh mục các hình vẽ, đồ thị

PHẦN MỞ ĐẦU 1 Chương I : TỔNG QUAN VỀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG 5

1.1 Một số khái niệm 5

1.2 Yêu cầu đánh giá tổn thất điện năng 7

1.3 Giảm tổn thất điện năng 9

1.3.1 Các biện pháp giảm tổn thất điện năng 9

2.1 Phương pháp đo lường 15

2.2 Phương pháp thời gian tổn thất công suất lớn nhất 16

2.3 Phương pháp hệ số tổn hao điện năng 21

2.4.1 Phương pháp đồ thị phụ tải 28

2.4.2 Phương pháp đường cong tổn thất 31

2.5.2 Phòng kỹ thuật 40

2.6 Tình hình đánh giá TTĐN ở LPP của một số nước trên thế giới 44

2.6.1 Cách tính tổn thất điện năng lưới phân phối ở Thái Lan 44

3.3 So sánh và đánh giá thời gian tổn thất công suất lớn nhất (τ) 71

3.4.2 Tính toán với hệ số đồng thời Kđt = 1 có hiệu chỉnh công suất 94

TÀI LIỆU THAM KHẢO PHỤ LỤC

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT

TTĐN :Tổn thất điện năng

LPP :Lưới điện phân phối

LTT :Lưới điện truyền tải

ĐL :Đoạn lưới

TBA :Trạm biến áp

PC1 :Tổng công ty Điện lực miền Bắc

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng 1.1 : Thống kê tổn thất điện năng của một số Quốc gia Asian

Bảng 2.1 : Thống kê tổn thất điện năng của một số Quốc gia

Bảng 2.2: Bảng tra giữa Tmax và τ

Bảng 2.3: Biểu thức đặc trưng của phương pháp LF, LsF và τ , Tmax

Bảng 2.4: Tỷ lệ TTĐN của các bộ phận lưới phân phối bang Sao Paulo, Brazil Bảng 2.5: Trị số trung bình của LF và LsF

Bảng 2.6: Phân bố số lượng phụ tải trong các nhóm theo hệ số k

Bảng 3.1: Bảng tra hệ số Kđt của LPP hạ áp

Bảng 3.2: Bảng tra hệ số Kđt của LPP trung áp

Bảng 3.3: Bảng tra hệ số Kđt của phụ tải tổng hợp

Bảng 3.4: Biểu đồ phụ tải điển hình của ngành Công nghiệp

Bảng 3.5: Biểu đồ phụ tải điển hình của ngành Công nghiệp năm 2009

Bảng 3.6: Bảng hệ số Kt ngành Công nghiệp năm 2009

Bảng 3.7: Bảng tính Tmax, τ, LF, LsF ngành Công nghiệp năm 2009

Bảng 3.8: Bảng tổng hợp Tmax, τ, LF, LsF các ngành

Bảng 3.9: Bảng đánh giá sai số τcx và τkn LsFcx và LsFkn các ngành

Bảng 3.10: Bảng phụ tải điển hình phân ngành khai khoáng

Bảng 3.11: Bảng hệ số Kt phân ngành khai khoáng

Bảng 3.12: Bảng tính Tmax, τ, LF, LsF phân ngành khai khoáng

Bảng 3.13: Bảng tổng hợp Tmax, τ, LF, LsF các phân ngành Công nghiệp 2009 Bảng 3.14: Bảng đánh giá sai số τcx và τkn LsFcx và LsFkn các ngành năm 2009 Bảng 3.15: Bảng phụ tải điển hình phân ngành bán buôn, bán lẻ

Bảng 3.16: Bảng hệ số Kt phân ngành bán buôn, bán lẻ

Bảng 3.17: Bảng tính Tmax, τ, LF, LsF phân ngành bán buôn, bán lẻ

Bảng 3.18: Bảng tổng hợp Tmax, τ, LF, LsF các phân ngành Thương mại 2009 Bảng 3.19: Bảng đánh giá sai số τcx và τkn LsFcx và LsFkn các phân ngành 2009

Bảng 3.20: Bảng tổng hợp Tmax, τ, LF, LsF các phân ngành Công cộng 2009 Bảng 3.21: Bảng đánh giá sai số τcx và τkn LsFcx và LsFkn các phân ngành 2009 Bảng 3.22: Bảng phụ tải điển hình miền Bắc tháng 1 năm 2009

Bảng 3.23: Bảng hệ số Kt miền Bắc tháng 1 năm 2009

Bảng 3.24: Bảng tính Tmax, τ, LF, LsF miền Bắc tháng 1 năm 2009

Bảng 3.25: Bảng tổng hợp Tmax, τ, LF, LsF năm 2009

Bảng 3.26: Bảng đánh giá sai số τcx và τkn; LsFcx và LsFkn năm 2009

Bảng 3.27: Bảng thông số TBA Triệu Quang Phục (nút 98A)

Bảng 3.28: Bảng tính tổn thất TBA Triệu Quang Phục (nút 98A)

Bảng 3.29: Bảng tính dòng công suất nhánh từ nút 98 đến nút 98A

Bảng 3.30: Bảng tính dòng công suất nhánh từ nút 132 đến nút 130

Bảng 3.31: Bảng tính tổn thất khi hiệu chỉnh công suất nhánh từ nút 98 - 98A Bảng 3.32: Bảng tính tổn thất khi hiệu chỉnh công suất nhánh từ nút 132 - 130 Bảng 3.33: Bảng tổng hợp các giá trị TTĐN (Kđt = 1) có hiệu chỉnh công suất Bảng 3.34: Bảng tính tổn thất nhánh từ nút 132 đến nút 130 (Kđt ≠ 1)

Bảng 3.35: Bảng tổng hợp các giá trị TTĐN (Kđt ≠ 1)

Bảng 3.36: Bảng tổng hợp các giá trị tổn thất công suất

Hình 2.4: Đồ thị xác định dòng điện trung bình bình phương Itb

Hình 2.5: Sơ đồ lưới điện đơn giản

Hình 2.6: Biểu đồ phụ tải và tổn thất công suất

Hình 2.7: Đồ thị quan hệ LsF và LF

Hình 2.8: Đồ thị phụ tải phức tạp

Hình 2.9: Biểu đồ phụ tải dạng bậc thang

Hình 2.10: Đồ thị biến thiên của công suất (S) theo thời gian (t)

Hình 2.11: Đồ thị biến thiên của công suất S(t) dạng hình thang

Hình 2.12: Đồ thị phụ tải năm kéo dài

Hình 2.13: Đường cong quan hệ ∆P∑ = f( )P∑

Hình 2.14: Họ các đường cong quan hệ ∆P∑ = f( )P∑

Hình 2.15: Xây dựng biểu đồ tổn thất điện năng bằng đường cong tổn thất Hình 3.1: Sơ đồ lưới cung cấp cho 2 phụ tải

Hình 3.2: Đồ thị phụ tải

Hình 3.3: Sơ đồ đường dây điện trung áp

Hình 3.4: Biểu đồ phụ tải điển hình ngành Công nghiệp

Hình 3.5: Sơ đồ lộ đường dây 471E4.3 Vĩnh Yên

Hình 3.6: Đánh số điểm đầu, cuối lộ đường dây 471E4.3 Vĩnh Yên

Cùng với quá trình phát triển và đổi mới của đất nước, hệ thống điện Việt Nam đang có bước phát triển nhảy vọt cả về quy mô công suất và phạm vi lưới cung cấp điện Năm 2009, tổng sản lượng điện thương phẩm của Việt Nam đạt 86,9 tỷ kWh, bình quân đầu người đạt 987 kWh/người/năm Trong khi đó, lượng điện bình quân đầu người tại Malaysia 2397kWh/người/năm, Thái Lan 1300kWh/người/năm, Singapor 8242kWh/người/năm, Hàn Quốc 4167 kWh/người/năm … Tuy nhiên mức tổn thất điện năng của Việt Nam lại tỉ lệ nghịch, ở mức 12,23% năm 2003, năm

2002 là 13,41%, năm 2000 14,5% Nếu so với các nước trong khu vực thì mức tổn thất của Việt Nam còn rất cao, cụ thể Malaysia chỉ tổn thất 4%/ năm, Thái lan 9%, Singapore 9%…[17] Nếu Việt Nam có thể giảm tổn thất điện năng xuống thêm 1% thì mỗi năm sẽ tiết kiệm được khoảng 870 triệu kWh, tương đương 670 tỷ đồng mỗi năm Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đưa mục tiêu đến năm 2010 giảm mức tổn thất điện năng xuống dưới 10%, bình quân mỗi năm giảm 0,425% [3] Để làm được điều ấy đòi hỏi phải đồng thời thực hiện các biện pháp về kỹ thuật, kinh doanh, tổ chức quản lý

Yêu cầu giảm tổn thất điện năng cũng đặt ra nhiều vấn đề cần được quan tâm giải quyết Việc tính toán tổn thất điện năng kỹ thuật phụ thuộc rất nhiều vào số liệu thống kê có được cũng như phương thức và quy trình tính toán Phương pháp tính toán tổn thất điện năng đang được sử dụng tại Việt Nam hiện nay còn không thống nhất giữa các đơn vị thực hiện, cũng như không thực sự đầy đủ và phù hợp với số liệu thống kê, đặc biệt là trong lưới điện phân phối khi số liệu thống kê chưa đầy đủ

và chính xác Luận văn lựa chọn đề tài nghiên cứu nhằm mục đích đưa ra một cái nhìn để đánh giá phương pháp truyền thống tính tổn thất điện năng hiện đang được

2

sử dụng, cũng như so sánh kết quả tính toán theo một số quy trình tính toán có thể

áp dụng cho lưới điện phân phối, dựa trên cơ sở dữ liệu hiện có của hệ thống điện Việt Nam

Lịch sử nghiên cứu

Phương pháp tính tổn thất công suất và điện năng kỹ thuật khi truyền tải điện nói chung đã được đề xuất từ thế kỷ 19 trên cơ sở định luật Joule

Đã có nhiều nghiên cứu khác nhau về tính toán và đánh giá tổn thất điện năng

kỹ thuật và phi kỹ thuật nói chung Trong đó các hướng nghiên cứu chủ yếu là: đề xuất và đánh giá các biện pháp nhằm giảm tổn thất điện năng trên các loại mạng lưới điện, các phương pháp gần đúng để tính toán tổn thất điện năng, các phương pháp phân bố tổn thất điện năng tổng theo phân vùng, các phương pháp và công thức kinh nghiệm sử dụng cho việc tính nhanh tổn thất điện năng [8, 10, 11, 14] Đối với hệ thống truyền tải điện của Việt Nam, đặc biệt là đối với lưới điện phân phối, số liệu thống kê không đầy đủ cũng như lưới điện có các đặc thù riêng, chưa có nhiều nghiên cứu chuyên sâu nhằm đánh giá kiểm nghiệm độ chính xác khi

áp dụng các phương pháp và quy trình tính toán tổn thất điện năng trên lưới điện Luận văn lựa chọn hướng nghiên cứu nhằm kiểm nghiệm lại những công thức và quy trình cơ bản đã và đang được áp dụng đại trà trong các đơn vị Điện lực cũng như các trường Đại học, theo số liệu hiện có của phụ tải thực tế của Việt Nam Mục đích nghiên cứu của luận văn

Tìm hiểu thông tin về dữ liệu tổn thất điện năng hiện nay trong hệ thống điện Việt Nam cũng như trên thế giới

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

kỹ thuật hiện có

Phân tích các phương pháp tính toán tổn thất điện năng kỹ thuật trong lưới điện phân phối, so sánh và đánh giá ưu nhược điểm của các phương pháp, đưa ra phương pháp phù hợp với lưới điện Việt Nam

3

Đối tượng và phạm vi nghiên cứu của luận văn

Tìm hiểu hiện trạng giảm tổn thất điện năng cũng như phương pháp xác định tổn thất điện năng của Việt Nam và trên thế giới

Tổng kết và so sánh đánh giá các phương pháp và quy trình tính toán tổn thất điện năng kỹ thuật đang được áp dụng

Đối tượng nghiên cứu và tính toán cụ thể là số liệu phụ tải của các phân ngành

và ngành khác nhau trong hệ thống điện Việt Nam Các tính toán ứng dụng cho một lưới điện phân phối điển hình của Việt Nam Trong đó lấy lưới điện 22kV-E4.3 Vĩnh Yên làm lưới mẫu

Phương pháp nghiên cứu:

Tìm hiểu, đánh giá lý thuyết và quy trình đánh giá tổn thất điện năng kỹ thuật Tính toán áp dụng cho số liệu phụ tải điển hình thu thập được và một xuất tuyến lưới phân phối thực tế tại Việt Nam

So sánh các quy trình tính toán, công thức kinh nghiệm với kết quả tính toán chính xác

Luận điểm cơ bản và đóng góp mới của luận văn:

Giảm tổn thất điện năng là một trong những nhu cầu cấp bách khi vận hành, quy hoạch và quản lý hệ thống điện Việt Nam Tuy nhiên, để có thể có được chiến lược cũng như biện pháp giảm tổn thất điện năng phù hợp, vấn đề quan trọng là xác định chính xác nhất tổn thất điện năng kỹ thuật trên thực tế của lưới điện Các phương pháp và quy trình tính toán tổn thất điện năng kỹ thuật tại Việt Nam hiện nay, chủ yếu dựa trên cơ sở quy trình, lý thuyết tính toán và số liệu thống kê của nước ngoài, do đó còn rất nhiều hạn chế cũng như chưa thể có căn cứ để quyết định

độ chính xác

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

4

thất điện năng Số liệu được sử dụng để so sánh là số liệu thực của hệ thống điện Việt Nam Qua đó nhằm đưa ra một đánh giá về các quy trình và phương pháp đang được sử dụng rộng rãi cũng như khuyến nghị về quy trình tính toán tổn thất điện năng hiện nay

Luận văn được thực hiện và bố trí thành các chương như sau:

Phần mở đầu Chương 1: Tổng quan về tổn thất điện năng

Chương 2: Các phương pháp xác định tổn thất điện năng

Chương 3: Áp dụng đánh giá tổn thất điển năng cho lưới phân phối ở Việt

Nam

Kết luận chung

khoảng thời gian T đó Tổng điện năng giao, nhận của lưới điện là tổng đại số lượng điện giao, nhận được xác định bởi hệ thống đo đếm điện năng tại các điểm đo đếm ranh giới của lưới điện đó và tại khách hàng sử dụng điện (các hộ tiêu thụ) [12] Thời gian xác định TTĐN thông thường là 1 năm (T = 8760h)

Trong đó:

ΔA: Tổn thất điện năng trên lưới điện đang xét (kWh)

Điện tự dùng tại các trạm biến áp (TBA) là điện năng tiêu thụ trong TBA phục

vụ vận hành lưới điện, bao gồm điện dùng cho hệ thống thông tin, điều khiển, bảo

vệ, điều hòa, chiếu sáng lắp đặt trong trạm, kể cả các thiết bị bù tại trạm [12]

Ranh giới giao, nhận (mua, bán) điện năng là vị trí lắp đặt hệ thống đo đếm điện năng giao, nhận (mua, bán) giữa các đơn vị [12]

Tổn hao máy biến thế nâng áp, máy biến áp (MBA) tự dùng thuộc các Công ty phát điện quản lý không tính vào TTĐN lưới điện [12]

Điện năng tự dùng của TBA là điện năng thương phẩm, được hạch toán vào chi phí quản lý của đơn vị quản lý, không tính vào TTĐN lưới điện [12]

6

Điện năng nhận nhưng được giao ngay cho đơn vị khác hoặc khách hàng tại cùng một điểm đo đếm ranh giới giao nhận điện năng không được tính vào tỉ lệ TTĐN của đơn vị [12]

TTĐN có thể chia làm hai loại: tổn thất điện năng kỹ thuật và tổn thất điện năng phi kỹ thuật [1]

Trong đó:

ΔA là tổn thất điện năng trên lưới điện đang xét (kWh)

gây ra Do đó không thể loại bỏ hoàn toàn mà chỉ có thể hạn chế ở mức độ hợp lý Trong khoảng thời gian khảo sát t, nếu phụ tải không thay đổi thì trong hệ thống điện có tổn thất công suất tác dụng là ∆P, thì TTĐN kỹ thuật được tính:

0

Ngoài ra, TTĐN kỹ thuật còn được chia ra thành 3 loại:

TTĐN kỹ thuật phụ thuộc vào dòng điện: là tổn thất do phát nóng trong các

phần tử, phụ thuộc vào bình phương của cường độ dòng điện và điện trở tác dụng của phần tử Đây là thành phần chính được tính đến trong tổn thất điện năng

Thành phần tổn thất phụ thuộc vào dòng điện (phát nóng) được xác định dựa trên cơ sở tính toán chế độ của hệ thống điện Trong đó các tính toán được thực hiện

để xác định tổn thất công suất trên các đường dây và MBA tại các thời điểm cụ thể

7

TTĐN kỹ thuật phụ thuộc vào điện áp bao gồm tổn thất không tải của MBA,

tổn thất vầng quang điện, tổn thất do rò điện (cách điện không tốt), tổn thất trong mạch từ của các thiết bị đo lường… Loại TTĐN này có thể coi là không đổi và thường được xác định từ các dữ liệu thống kê Như vậy loại tổn thất điện năng này phụ thuộc vào vật liệu và công nghệ chế tạo các thiết bị điện

TTĐN trong khâu kinh doanh điện gồm: Điện năng tiêu dùng nhưng không được đo đếm do chủ quan của người quản lý khi công tơ chết, cháy không thay thế kịp thời,

bỏ sót hoặc ghi thiếu chỉ số; do không thực hiện đúng chu kỳ kiểm định và thay thế công tơ định kỳ theo quy định… dẫn đến điện năng bán cho khách hàng đo được qua hệ thống đo đếm thấp hơn so với điện năng khách hàng sử dụng

Do đó, TTĐN phi kỹ thuật không thể giải quyết bằng các biện pháp kỹ thuật,

mà chỉ có thể dùng các biện pháp quản lý hành chính Trong một số trường hợp có thể phân loại để xác định tổn thất điện năng kinh doanh ở khâu nào, từ đó có biện pháp xử lý Ví dụ điện năng tổn thất khi đã được sử dụng nhưng không được đo, điện năng đã được đo nhưng không được vào hóa đơn; điện năng đã được vào hóa đơn nhưng không được trả tiền hoặc chậm trả tiền

Mục tiêu của đề tài chỉ đánh giá tổn thất kỹ thuật do phát nóng gây ra (TTĐN phụ thuộc vào thành phần dòng điện) Do đó, trong luận văn này, từ nay khi nhắc đến TTĐN tức là đang nói đến tổn thất kỹ thuật do phát nóng gây ra

1.2 Yêu cầu đánh giá tổn thất điện năng

Trong mạng lưới điện, TTĐN gồm tổn thất điện năng kỹ thuật và tổn thất điện năng phi kỹ thuật TTĐN kỹ thuật gần như là cố định Khi đó tổn thất điện năng (ΔA) nhỏ hơn 10% được coi là chấp nhận được [2] Nếu tổn thất điện năng trên 15% tức là có tổn thất điện năng kinh doanh, khi đó cần tính toán tổn thất điện năng

kỹ thuật để đánh giá mức độ tổn thất kinh doanh

8

Đối với lưới điện phân phối (LPP) có khối lượng đường dây và TBA rất lớn, dây dẫn có tiết diện nhỏ, dòng điện đi qua lớn, điện áp được hạ thấp nên yêu cầu về chỉ tiêu kỹ thuật, công nghệ, yêu cầu về đầu tư cũng bị giảm so với lưới có điện áp cao Do đó LPP có TTĐN chiếm lượng đáng kể, khoảng 60-75% tổng TTĐN trên toàn hệ thống điện [2]

TTĐN của 8 tháng đầu năm 2009 của Tổng công ty Điện lực miền Bắc (NPC) toàn công ty là 8,86%, sản lượng điện thương phẩm là 10,1 tỷ kWh Thử làm một phép tính đơn giản, nếu lấy giá bán điện bình quân là 809,71 đồng/kWh thì chỉ trong 8 tháng qua, NPC bị mất đi 725 tỉ đồng từ tổn thất điện năng [9]

Bảng 1.1 thống kê hiện trạng TTĐN của Việt Nam và một số quốc gia trên thế giới [17]

Bảng 1.1: Thống kê tổn thất điện năng một số quốc gia Asian

Năm lấy

số liệu

Điện năng sản xuất

Điện năng tiêu thụ

TTĐN

TTĐN %

9

Xác định TTĐN thực hiện qua hệ thống công tơ đo đếm:

Các đơn vị thu thập số liệu điện năng nhận vào lưới điện và điện năng giao đi

từ lưới điện Tính toán TTĐN thực hiện theo công thức (1.1)

Tuy nhiên với các lưới điện lớn, việc thu thập số liệu sẽ rất lớn, sự phức tạp tăng lên nhanh chóng

Xác định TTĐN của lưới điện qua tính toán TTĐN kỹ thuật:

Các đơn vị thực hiện tính toán TTĐN qua các thông số lưới điện và phương thức vận hành để nhận dạng được TTĐN kỹ thuật của lưới điện thuộc phạm vi đơn

vị quản lý ở mức nào để trên cơ sở đó có biện pháp phù hợp giảm TTĐN Tuy nhiên, với các lưới có số nút lớn, các mạch vòng nối với nhau, khi đó việc giải tích lưới điện sẽ rất phức tạp và mất nhiều thời gian

Nhận dạng TTĐN theo từng cấp điện áp, từng khu vực lưới điện, từng xuất tuyến trung áp, từng trạm biến áp công cộng:

Đơn vị quản lý dựa vào kết quả tính toán TTĐN thực hiện qua đo đếm và TTĐN kỹ thuật qua tính toán để thực hiện đánh giá mức độ cao, thấp của TTĐN từng cấp điện áp (cao áp, trung áp, hạ áp), từng khu vực lưới điện, từng xuất tuyến trung áp, từng trạm biến áp phụ tải So sánh giữa TTĐN kỹ thuật qua tính toán với với kết quả tính toán TTĐN qua đo đếm để đánh giá mức độ hợp lý hay bất hợp lý giữa hai kết quả tính toán kỹ thuật và tính toán qua đo đếm, từ đó tìm ra các nguyên nhân của sự bất hợp lý và đề ra được các biện pháp giảm TTĐN hiệu quả, đúng khu vực, đúng cấp điện áp, đúng xuất tuyến, đúng trạm biến áp có sự bất thường về TTĐN

1.3 Giảm tổn thất điện năng

1.3.1 Các biện pháp giảm TTĐN

Các phương pháp giảm TTĐN được áp dụng trong cả thiết kế, quy hoạch, vận hành mạng lưới điện, bao gồm các biện pháp đòi hỏi vốn đầu tư cho hiệu quả giảm TTĐN cao hơn và các biện pháp giảm TTĐN không đòi hỏi vốn đầu tư

10

Các biện pháp giảm TTĐN yêu cầu vốn đầu tư:

Nâng cao mức điện áp vận hành của mạng lưới điện

Tăng tiết diện dây hoặc thêm đường dây để giảm điện trở tác dụng dây dẫn

Bù kinh tế công suất phản kháng để giảm công suất phản kháng truyền tải

Sử dụng các thiết bị có điện trở nhỏ

Tối ưu hóa phân bố công suất, sử dụng thiết bị điện tử công suất linh hoạt

Sử dụng các thiết bị lọc để loại bỏ sóng hài phát sinh trong các chế độ làm việc của mạng lưới điện

Quản lý nhu cầu điện năng (DSM)

Các biện pháp không đòi hỏi vốn đầu tư:

Vận hành kinh tế TBA

Phân bố lại phụ tải để giảm độ không đối xứng trong lưới điện hạ áp

Bảo quản tốt thiết bị để tránh rò điện

Đối với hệ thống điện (HTĐ) đang vận hành, TTĐN dưới 10% được coi là chấp nhận được, nếu TTĐN trên 15%, HTĐ được coi là có mức độ TTĐN kinh doanh cao [1] Để có thể thực hiện các biện pháp giảm TTĐN nói chung, thực tế yêu cầu xác định chính xác (sát với thực tế nhất) giá trị TTĐN kỹ thuật, từ đó xác định mức TTĐN kinh doanh

1.3.2 Biện pháp quản lý kỹ thuật - vận hành

Không để quá tải đường dây, máy biến áp: 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

Lắp đặt và vận hành tối ưu tụ bù công suất phản kháng, theo dõi thường xuyên cosφ các nút trên lưới điện, tính toán vị trí và dung lượng lắp đặt tụ bù tối ưu để quyết định lắp đặt, hoán chuyển và vận hành hợp lý các bộ tụ trên lưới nhằm giảm TTĐN Đảm bảo cosφ trung bình tại lộ trung thế trạm 110 kV tối thiểu là 0,98 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

11

Không để các MBA phụ tải vận hành tải lệch pha Định kỳ hàng tháng đo dòng tải từng pha Ia , Ib , Ic và dòng điện dây trung tính Io để thực hiện cân pha khi dòng điện Io lớn hơn 15% trung bình cộng dòng điện các pha

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 Thực hiện vận hành kinh tế máy biến áp:

Trường hợp TBA có 2 hay nhiều MBA vận hành song song cần xem xét vận hành kinh tế máy biến áp, chọn thời điểm đóng, cắt máy biến áp theo đồ thị phụ tải Đối với các khách hàng có TBA chuyên dùng (trạm 110 kV, trạm trung áp)

mà tính chất của phụ tải hoạt động theo mùa vụ (trạm bơm thủy nông, sản xuất đường mía v.v ), ngoài thời gian này chỉ phục vụ cho nhu cầu sử dụng điện của văn phòng, nhân viên quản lý trạm bơm, 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 (các lò hồ quang điện, các phụ tải máy hàn công suất lớn v.v …) 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, hiện nay còn tồn tại MBA phân phối từ những năm 70, 80)

Tính toán và quản lý TTĐN kỹ thuật: Thực hiện tính toán TTĐN kỹ thuật của từng TBA, từng đường dây, từng khu vực để quản lý, đánh giá và đề ra các biện pháp giảm TTĐN phù hợp

12

1.3.3 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), thay công tơ khi hết chu kỳ làm việc 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 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 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, đảm bảo chính xác kết quả ghi chỉ số công tơ và kết quả sản lượng tính toán TTĐN Củng cố và nâng cao chất lượng ghi chỉ số công tơ, đặc biệt đối với khu vực 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

13

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 Đồng thời so sánh kết quả lũy kế với kết quả tính toán TTĐN kỹ thuật để đánh giá thực tế vận hành cũng như khả năng có TTĐN thương mại thuộc khu vực đang xem xét

Đảm bảo phụ tải đúng với từng đường dây, từng khu vực (không lẫn sector) 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; Phối hợp với các cơ quan chức năng và chính quyền địa phương xử lý nghiêm theo đúng quy định đối với các vụ vi phạm lấy cắp điện Phối hợp với các

cơ quan truyền thông tuyên truyền ngăn ngừa biểu hiện lấy cắp điện Giáo dục để các nhân viên quản lý vận hành, các đơn vị và người dân quan tâm đến vấn đề giảm TTĐN, tiết kiệm điện năng

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

Các biện pháp quản lý nêu trên không mới, vấn đề là cách thức triển khai để

có hiệu quả cao nhất Tùy theo đặc điểm thực tế, các đơn vị tiếp tục duy trì và tăng cường các biện pháp quản lý của mình để mang lại hiệu quả giảm TTĐN

1.4 Nhận xét và kết luận chương I

Yêu cầu giảm TTĐN là nội dung quan trọng trong quy hoạch và vận hành lưới điện Tuy nhiên để có biện pháp giảm TTĐN phù hợp, cần xác định được mức độ TTĐN kỹ thuật trong mạng lưới điện

14

Để tính TTĐN, cần quan tâm hai bộ phận số liệu rất quan trọng là sơ đồ lưới điện và phụ tải điện Việc tính toán TTĐN, về mặt lý thuyết và phương pháp tính thì chỉ xét đến tổn thất do phát nhiệt của các phần tải điện, điều này khá đơn giản và dễ dàng đối với những sơ đồ lưới điện cụ thể và số liệu phụ tải đấy đủ Tuy nhiên số liệu phụ tải không tin cậy hoặc sơ đồ lưới điện thay đổi đa dạng, kết quả tính toán TTĐN sẽ bị ảnh hưởng và đôi khi cho những kết quả không phản ánh đúng thực tế Trong trường hợp này, cụm từ “đánh giá TTĐN” sẽ phản ánh đúng thực chất công việc hơn là “tính toán TTĐN”

Sự hỗ trợ của các phần mềm tính toán là rất ít, các chương trình tính chế độ xác lập không có tính TTĐN, hơn nữa các phần mềm chuyên dụng đòi hỏi có sự chuẩn bị kỹ lưỡng về số liệu đầu vào mà lưới phân phối trung áp (6-35kV) chưa đáp ứng được

Trong HTĐ tại hầu hết các quốc gia, TTĐN thường được xác định qua hệ thống công tơ đo lường Còn ở Việt Nam, số liệu thu thập còn nhiều hạn chế, do đó

sẽ gặp khó khăn trong việc xác định TTĐN thực hiện qua hệ thống công tơ đo đếm cũng như tính toán Do vậy cần lựa chọn phương pháp và quy trình tính toán phù hợp từng lưới, từng khu vực

15

CHƯƠNG II:

CÁC PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG

2.1 Phương pháp đo lường

Phương pháp này áp dụng tại nhiều quốc gia trên thế giới Tuy nhiên, kết quả của phương pháp này bao gồm cả TTĐN kỹ thuật và TTĐN phi kỹ thuật

Xác định TTĐN bằng cách đo:

ng.1 A

ng.M A

t.1 A

t.N A

i i ng T

A A

1 1

Trong đó:

ΔA là tổn thất điện năng trên lưới điện đang xét (kWh)

Phương pháp đo: Dùng đồ hồ đo điện năng tại tất cả các mạch vào và ra khỏi khu vực lưới điện cần xác định TTĐN

Cụ thể, theo [17], tổng điện năng sản xuất của Việt Nam năm 2009 là 86,9 tỷ kWh, điện năng tiêu thụ cùng kỳ là 74,5 tỷ kWh Khi đó TTĐN tính được theo công thức (2.1) là:

)(10.4,1210.5,7410.9,

A A

A VN  NG  T   



16

Tương tự như vậy, trên bảng 2.1 là số liệu về tình hình TTĐN một số quốc gia trên thế giới

Bảng 2.1: Thống kê tổn thất điện năng một số quốc gia

số liệu

Điện năng sản xuất

Điện năng tiêu thụ

TTĐN

TTĐN %

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

kê Đối với HTĐ Việt Nam, khi áp dụng phương pháp này 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 trong vận hành

Kết quả thu được của phương pháp này bao gồm cả TTĐN kinh doanh, không biết được TTĐN kỹ thuật Để đánh giá mức độ tổn thất phi kỹ thuật, cần xác định được tỷ lệ tổn thất kỹ thuật trong tổng TTĐN

2.2 Phương pháp thời gian tổn thất công suất lớn nhất

Tổn thất công suất tác dụng gây ra TTĐN trên điện trở R của đường dây, trong khoảng thời gian T đó là tích phân của tổn thất công suất theo thời gian vận hành,

để tiện trình bày các chỉ số đường dây i, j được bỏ qua:

T

dt U

S R dt I R dt t P A

0 2 2

0 2

0

công suất không đổi (h.2.2) thì:

i i

i i n

i i

i

t U

Q t

U

P R

t U

S R A

2 2

2 2

1 2

2

đm

t Q P

1

2 2

2

i i

đm

Q P

t t

t dm

Q P

U

R dt

Q dt

P U

R

2 max 2 8760

1 2 8760

18

phụ thuộc vào đồ thị CSTD và CSPK của phụ tải

2 max

8760

0 2

2 max

8760

1 2

2 max

8760

0 2

2 max

8760

1 2

Q

dt Q Q

dt Q

P

dt P P

dt P

t t

i Q

t t

i P

max

2 max

U

R S Q

P U

R A

dm dm

8760

0 2

2 max

8760

1 2

I

dt I S

 (giờ) nó gây ra tổn thất đúng bằng TTĐN do dòng điện thật gây ra trong cả năm Giá trị  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

phụ thuộc Q bù Nếu dùng  = hằng số thì sẽ kết quả sẽ sai

Như vậy có thể coi  là hàm số phụ thuộc Tmax và hệ số công suất cosφ:

Phương pháp tính theo thời gian tổn thất công suất lớn nhất áp dụng cho các đường dây cấp điện cho phụ tải (lưới điện hình tia): Trong trường hợp này phụ tải

19

trên đường dây có đồ thị trùng với ĐTPT của phụ tải, do đó  được đánh giá thống

Khi coi cosφ của phụ tải không đổi (ổn định), giá trị  có thể được tính toán

công thức kinh nghiệm và dùng cho các đường dây cấp điện cho phụ tải

Ngoài ra có thể xác định  theo công thức kinh nghiệm hoặc đồ thị lập từ số liệu thống kê về qui luật hoạt động của phụ tải, công thức thường áp dụng là [18]:

Hoặc:

8760

7 , 0

3 , 0

2 max max

20

Ngoài ra,  cũng có thể cho dưới dạng bảng như dưới đây [1]:

Ngoài ra Tmax còn đươc xác định từ quá khứ:

) (

) ( )

( max

t nam

t nam t

Dựa vào quan hệ Tmax và  thì việc tính TTĐN trở nên bớt khó khăn hơn

Nhược điểm: Phương pháp thời gian tổn thất công suất lớn nhất có nhược điểm

lớn nhất là độ chính xác thấp được thể hiện như sau:

Khi phân tích các điều kiện đảm bảo tương đương 2 vế phương trình (2.8) Vế trái xác định đầy đủ theo dạng của biểu đồ phụ tải trong khi vế phải chỉ xác định theo một số ít thông tin về dạng biểu đồ Với Tmax, Pmax xác định tồn tại rất đa dạng biểu đồ phụ tải khác nhau ảnh hưởng đến trị số tổn thất

21

Phương pháp không xét đến các đặc trưng riêng của lưới, ảnh hưởng đến quan

hệ tổn thất, với cùng trị số tổn thất lúc phụ tải cực đại, khi phụ tải giảm thấp trị số tổn thất thay đổi theo những đường cong khác nhau Với lưới non tải, tỉ lệ tổn thất tăng lên do thành phần tổn thất không tải lớn, với lưới quá tải tỉ lệ tổn thất có thể giảm nhanh do cải thiện điện áp làm việc Thực tế các công thức và đường cong xác định  nêu trên chỉ là công thức gần đúng lấy theo phương pháp thực nghiệm và tiệm cận hóa, nhất là được xác định trên những lưới điển hình có cấu trúc tiêu chuẩn của nước ngoài, điều này có thể không phù hợp với lưới điện Việt Nam

Trị số Pmax, Tmax dùng làm căn cứ xác định thời gian tổn thất công suất thực

ra chỉ lấy một biểu đồ điển hình có thể đo đạc được (thường ở thanh cái tổng), khi phụ tải các nút trong lưới có Tmax khác nhau thì phương pháp không còn ý nghĩa

Vì nhược điểm trên nên phương pháp thời gian tổn thất công suất lớn nhất thường áp dụng khi tính toán thiết kế, với lượng thông tin còn thiếu và không đòi hỏi độ chính xác cao

Tuy nhiên, công thức (2.11) thường xuyên được áp dụng vào giảng dạy trong các trường Đại học, các viện nghiên cứu cũng như tính toán trong các đơn vị Điện lực tại Việt Nam

Trong phần 3.3, luận văn tiến hành kiểm nghiệm độ chính xác của công thức kinh nghiệm (2.11) và (2.12) này với các phụ tải điển hình các ngành trong lưới điện Việt Nam

2.3 Phương pháp hệ số tổn hao điện năng:

đổi, chạy trên đường dây trong suốt thời gian khảo sát T và gây nên TTĐN bằng tổn thất điện năng do dòng điện làm việc gây ra (Hình 2.4)

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

T = 8760h

(2.14) Trong đó:

R là điện trở của lưới điện (ôm)

t

tb



là dòng điện trung bình bình phương trong năm t

2 thi

8760

8760 3 R.8760

max

2 2

t

tbt

P LsF R

I I

I



(2.16)

max

2 max

2

P

P I

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

Nếu ta xét trong khoảng thời gian T xác định (ngày, tuần, tháng, năm) thì các công thức (2.17), (2.18) có thể biểu diễn dưới dạng điện năng như sau:

T P

A P

T P

A P

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

đó nếu ta xác định được quan hệ LsF và LF thì tổn thất ΔA hoàn toàn được xác định Đây chính là nội dung chính của bài toán tính tổn thất điện năng bằng phương pháp hệ số tổn hao điện năng

Xác định quan hệ LsF và LF:

Xét lưới điện như hình 2.5:

Hình 2.5: Sơ đồ lưới điện đơn giản

Giả sử rằng công suất tác dụng P của phụ tải và tổn thất ΔP biến động như biểu diễn trong hình 2.6

P P

P T

P T

25

Nếu bỏ qua các tổn hao khó đánh giá như tổn hao do dòng điện rò (phụ thuộc cấp điện áp), điều kiện thời tiết, sóng hài bậc cao, chế độ không toàn pha thì tổn thất điện năng kỹ thuật trong hệ thống điện có thể chia làm hai loại chính là:

Loại tổn hao không phụ thuộc vào tải: tổn hao 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

Loại tổn hao phụ thuộc vào tải: tổn hao do phát nóng trên dây dẫn và dây quấn máy biến áp Đối với loại tổn hao này thì 0 < LsF ≤ 1

Tiếp tục giả sử rằng thông số điện trở của các vật dẫn gây ra tổn hao loại hai (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 không đổi thì giá trị tổn hao công suất tỷ

lệ nghịch với bình phương công suất phụ tải:

2 1

2 2

P T

Từ các công thức (2.23) và (2.29) ta xét ba trường hợp giới hạn sau:

T

t LF

Thời gian tồn tại phụ tải cực đại chiếm phần lớn khoảng thời gian khảo sát

Quan hệ (2.30) có thể được biểu diễn trên hình 2.7

26

Hình 2.7: Đồ thị quan hệ LsF và LF

Nếu biến động công suất của phụ tải là phức tạp hơn (Hình 2.8) Ta hoàn toàn

có thể chuyển đồ thị về dạng đồ thị kéo dài và xấp xỉ thành dạng bậc thang (Hình 2.9) Chính vì vậy công thức (2.30) đúng cho tất cả các đồ thị khác nhau của phụ tải

P

t(h)

Hình 2.8: Đồ thị phụ tải phức tạp

27

P

t(h)0

P1PiPn

Hình 2.9: Biểu đồ phụ tải dạng bậc thang

Tuy nhiên việc xác định chính xác quan hệ LsF và LF không hề đơn giản Công thức (2.30) phụ thuộc công suất phụ tải và thời gian tức là phụ thuộc biểu đồ của các phụ tải Thực tế để có được biểu đồ của tất cả các phụ tải trong lưới điện và đồng bộ hóa các biểu đồ này theo thời gian là việc không dễ Năm 1928, những nghiên cứu của Buller và Woodrow đã đưa ra công thức kinh nghiệm như sau [19]:

   2.1

k

Với k là hằng số, 0 ≤ k ≤1 Trong đó tác giả chọn k = 0,3; Khi đó, quan hệ LsF

dụng phổ biến nhất trong các tính toán tổn thất điện năng

Ngoài công thức (2.31), theo [19] năm 1959 quan hệ giữa LsF và LF cũng được đề xuất với dạng hàm số mũ Với số mũ thường chọn là x = 1,6

Bảng 2.3: Biểu thức đặc trưng của phương pháp LF, LsF và τ , Tmax

Phương pháp tính theo hệ số tổn hao

A P

Thời gian sử dụng công suất cực đại:

A P

Thời gian tổn thất công suất lớn nhất:

Từ bảng 2.3 ta rút ra quan hệ giữa các đại lượng của hai phương pháp như sau: (Hệ số tải và Hệ số tổn hao điện năng):

2.4.1 Phương pháp đồ thị phụ tải

Đường cong biểu diễn sự thay đổi theo thời gian của công suất tiêu thụ điện của phụ tải điện gọi là đồ thị phụ tải điện

29

S(MW)

t(h)

Hình 2.10: Đồ thị biến thiên của công suất (S) theo thời gian (t)

Việc xác định đồ thị liên tục của P,Q theo hình 2.10 chỉ có được như trong trường hợp các đường dây trên lưới hệ thống truyền tải điện năng của các nhà máy điện đến các nút hệ thống, trên các đường dây này S(t) phụ thuộc chế độ làm việc của các nhà máy điện Nhưng trong các bài toán quy hoạch, thiết kế thì phụ tải chỉ

có được ở dạng công suất đặt, còn với bài toán vận hành hệ thống điện thì do phụ tải biến thiên ngẫu nhiên nên việc lấy đồ thị trơn, liên tục, rõ ràng không thể thực hiện được trong khoảng thời gian dài Để đơn giản, ta ghi lại giá trị phụ tải sau những khoảng thời gian nhất định, tổng hợp các giá trị này trong ngày, tuần, năm ta sẽ có

đồ thị phụ tải ngày, tuần, năm Giả sử, trong thời gian khảo sát, công suất phụ tải biến động theo đồ thị phụ tải như hình 2.11 và 2.12

chuyển đồ thị phụ tải thực tế thành đồ thị hình bậc thang

Trên cơ sở đồ thị phụ tải đặc trung ngày đêm, ta xây dựng đồ thị kéo dài năm

t1 t2 t3 t4 t5 t6 t7 t8 S(MW)

t(h)

S1 S2 S3 S4 S5 S6 S7 S8

Hình 2.12: Đồ thị phụ tải năm kéo dài

Như vậy thì có thể tính A theo công thức:

1

31

35kV hầu như không ghi lại đồ thị phụ tải hàng ngày Một vấn đề không kém quan trọng là yêu cầu tính toán TTĐN khi thiết kế mới hay nâng cấp, mở rộng hệ thống điện, thông tin về phụ tải chỉ tồn tại dưới dạng các giá trị công suất đặt Để khắc phục các vấn đề này dùng phương pháp thời gian tổn thất công suất lớn nhất

2.4.2 Phương pháp đường cong tổn thất:

Ta nhận thấy rằng, hoạt động của LPP ít nhiều mang tính ngẫu nhiên và bất định Tuy nhiên, tính quy luật vẫn là chủ đạo Chẳng hạn như đồ thị phụ tải mang tính ngẫu nhiên nhưng hình dáng khá ổn định, cấu trúc lưới và các phương tiện điều chỉnh, điều khiển phức tạp nhưng hữu hạn và hoàn toàn xác định Vì vậy, một phương thức vận hành (tương ứng với một cấu trúc đã lựa chọn) thì các đặc trưng tổn thất cũng có thể coi là xác định

Cơ sở chính của phương pháp là xây dựng đường cong quan hệ:

 





Về định tính có thể thấy đường cong quan hệ này phụ thuộc vào cấu trúc lưới (xác định tỉ lệ tổn thất nhiều hay ít ứng với một công suất tổng đã cho), phân bố phụ tải tại các nút (xác định dòng công suất truyền tải trên các nhánh) Ngoài ra còn có

sự thay đổi công suất phụ tải theo biểu đồ riêng Các yếu tố làm cho đường cong bất định (dịch chuyển trong một phạm vi nào đó) thì có thể coi như sai số mắc phải Các bước xây dựng đường cong tổn thất

a Trường hợp chỉ đo được biểu đồ công suất tổng trên thanh cái và cho trị

số công suất định mức hay cực đại các nút

Giả thiết công suất tổng thanh cái thay đổi từ Pmin đến Pmax Chọn các giá trị

tải tương ứng theo công thức:

max

P

P P

32

Với phụ tải các nút đã biết trị số tổn thất tổng trong lưới (bằng các phần mềm

Tính với nhiều giá trị khác nhau của công suất tổng ta xây dựng được đường cong tổn thất (trong phạm vi công suất mong muốn) Trong trường hợp này, đường cong có thể sai khác nhiều nếu biểu đồ phụ tải các nút trong lưới khác nhau nhiểu

b Lưới có một phụ tải hay một nhóm phụ tải với đặc tính khác biệt

Trong trường hợp này cần đo lường và xây dựng biểu đồ riêng cho phụ tải khác biệt hoặc nhóm phụ tải khác biệt và trừ vào biểu đồ thanh cái tổng Phần còn lại chia tỉ lệ cho các nút tương ứng Tính toán tổn thất và xây dựng đường cong tổn thất theo các bước tương tự như trường hợp trên

c Trường hợp có nhiều dạng biểu đồ khác nhau

Có thể tính toán cho trường hợp này tương tự như trường hợp b Tuy nhiên cần có thêm số liệu về biểu đồ phụ tải (phân theo nhóm), trong mỗi nhóm phụ tải cũng được chia tỉ lệ

Đường cong cũng có thể xây dựng theo số liệu đo trực tiếp Nhưng phép đo thực tế rất phức tạp, đòi hỏi phải xác định đồng thời trị số công suất của tất cả các nút phụ tải và nguồn cung cấp Từ đó xây dựng đường cong bằng tính toán

Đường cong có dạng chung như hình 2.13 Để có phạm vi rộng hơn của đường cong tổn thất cần tính toán thêm các chế độ hệ thống với những giả thiết gần đúng