Điều khiển dung lượng bù trong lưới điện phân phối nhằm giảm tổn thất điện năng và nâng cao chất lượng điện áp cho lưới phân phối

Tuy nhiên, lưới 35kV ở miền núi hiện nay phần lớn không đảm bảo các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật do một số nguyên nhân: - Lưới 35kV gồm nhiều loại dây dẫn tiết diện từ AC-35,50,70,95,120,

biết của bản thân

Tác giả xin cam đoan, những vấn đề được trình bày trong luận văn này là nghiên cứu của riêng cá nhân tác giả, các kết quả tính toán trong luận văn là trung thực và chưa được công bố trong bất kỳ một tài liệu nào

Hà Nội, ngày…tháng…năm 2012

Tác giả luận văn

Vũ Hải Đông

đã nhận được rất nhiều sự quan tâm giúp đỡ của nhiều thầy giáo, cô giáo, bạn bè,

đồng nghiệp và gia đình

Tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn trân trọng nhất tới thầy giáo TS Phan Đăng

Khải, người đã tận tình chỉ bảo, hướng dẫn tác giả trong suốt quá trình học tập cũng

như làm luận văn Tác giả cũng xin chân thành cám ơn các thầy giáo, cô giáo trong

bộ môn Hệ thống điện – Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội đã giúp đỡ tác giả

trong quá trình học tập và làm luận văn Đồng thời tác giả cũng xin gửi lời cảm ơn

sâu sắc tới bạn bè, đồng nghiệp và gia đình đã động viên, trao đổi, giúp đỡ tác giả

rất nhiều trong quá trình nghiên cứu hoàn thành khoá học!

Do với kiến thức bản thân còn rất hạn chế nên bản luận văn này chắc chắn

còn nhiều thiếu sót, tác giả rất mong nhận được sự chỉ bảo, góp ý của các thầy giáo,

cô giáo trong bộ môn Hệ thống điện – Trường Đại học Bách khoa Hà Nội và những

ai quan tâm!

Xin chân thành cám ơn!

Tác giả luận văn

Vũ Hải Đông

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT 3 

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU 4 

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ 5 

MỞ ĐẦU 7 

CHƯƠNG I HIỆN TRẠNG NGUỒN VÀ LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP 9 

1.1.  Hiện trạng nguồn điện 9 

1.2.  Hiện trạng vận hành lưới điện trung áp 13 

1.3.  Tổn thất điện năng lưới phân phối qua các năm 28 

CHƯƠNG II TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG, CHẤT LƯỢNG ĐIỆN ÁP VÀ VẤN ĐỀ BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG TRONG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ……… 31 

2.1.  Vấn đề tổn thất điện năng 31 

2.1.1.  Các nguyên nhân gây ra tổn thất 31 

2.1.2.  Các yếu tố ảnh hưởng đến tổn thất 33 

2.1.3.  Cách xác định tổn thất điện năng 34 

2.2.  Vấn đề về chất lượng điện áp trong LĐPP 39 

2.3.  Vấn đề bù công suất phản kháng trong lưới điện phân phối 41 

2.4.1.  Công suất phản kháng và các thông số liên quan 41 

2.3.1.1.  Khái niệm công suất phản kháng 41 

2.3.1.2.  Hệ số công suất và sự điều chỉnh hệ số công suất 43 

2.3.1.3.  Hiệu quả của việc bù công suất phản kháng 44 

2.4.2.  Các phương pháp bù công suất phản kháng 45 

2.3.2.1.  Bù bằng tụ điện 45 

2.3.2.2.  Bù bằng động cơ đồng bộ 46 

2.3.2.3.  Máy phát 48 

2.3.2.4.  Động cơ không đồng bộ roto dây quấn được đồng bộ hóa 48 

2.4.3.  Cách thức bù công suất phản kháng 48 

2.3.3.1.  Bù cố định 48 

2.3.3.2.  Bù điều chỉnh 49 

2.4.4.  Phương pháp tinh toán lựa chọn vị trí, dung lượng bù tối ưu 49 

2.3.4.1.  Phương pháp tính toán 49 

2.3.4.2.  Thuật toán xác định vị trí nút bù công suất phản kháng 53 

2.3.4.3.  Bài toán xác định dung lượng bù tối ưu cho một số ít nút đã chọn 54 

2.4.  Vấn đề điều khiển dung lượng bù 55 

2.4.1.  Điều khiển dung lượng bù theo thời gian thực 55 

2.4.2.  Thuật toán điều khiển dung lượng bù CSPK theo dòng phụ tải 59 

CHƯƠNG III.GIỚI THIỆU PHẦN MỀM PSS/ADEPT 65 

3.1.  Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT 65 

3.1.1.  Các chức năng ứng dụng 65 

3.1.2.  Các phân hệ của PSS/ADEPT 65 

3.1.3.  Các cửa sổ ứng dụng của PSS/ADEPT 66 

3.1.4.  Xác định vị trí bù tối ưu (CAPO) 68 

3.1.4.1.  Thiết lập các thông số kinh tế lưới điện cho CAPO 68 

3.1.4.2.  Cách PSS/ADEPT tính các vấn đề kinh tế trong CAPO 70 

3.1.4.3.  Thiết lập các tùy chọn cho phép phân tích CAPO 71 

3.1.4.4.  Cách PSS/ADEPT tìm vị trí đặt tụ bù tối ưu 73 

CHƯƠNG IV.ỨNG DỤNG: TÍNH TOÁN , ĐIỀU KHIỂN DUNG LƯỢNG BÙ CHO LỘ ĐD371 E18.5 VÀ ĐD377 CẤP ĐIỆN CHO HUYỆN KỲ ANH – HÀ TĨNH 77 

4.1 Thông số chính của lộ đường dây 371 E18.5 và đường dây 377 77 

4.2 Ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT tìm vị tri, dung lượng bù cho ĐD371 E18.5; ĐD377 89 

4.3 Điều khiển dung lượng bù ĐD371 E18.5 và ĐD377 127 

KẾT LUẬN CHUNG 134 

TÀI LIỆU THAM KHẢO 135 

PHỤ LỤC 136 

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT

LĐPP Lưới điện phân phối

LĐTT Lưới điện truyền tải

SVC Static Var compensation

TSC Thysistor Switched Capacitor

PSS/ADEPT

The power system simulator/

Advanced Distribution Engineering Productivity Tool

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU Tên và nội dung bảng Trang

Bảng 1.1 Công suất lắp đặt và khả dụng các nhà máy điện năm 2010 9

Bảng 1.2 Tỷ lệ tổn thất điện năng lưới phân phối qua các năm 29

Bảng 4.1 Thông số dây dẫn cấp điện cho ĐD377 và ĐD371 E18.5 78

Bảng 4.2 Bảng chi tiết thông số của dây dẫn ĐD371 E18.5 79

Bảng 4.3 Bảng chi tiết thông số của dây dẫn ĐD377 82

Bảng 4.4 Thông số công suất phụ tải nút ĐD371 E18.5 ở chế độ cực đại 85

Bảng 4.5 Thông số công suất phụ tải nút ĐD377 ở chế độ cực đại 86

Bảng 4.6 Thông số MBA ĐD371 E18.5 88

Bảng 4.7 Thông số MBA ĐD377 89

Bảng 4.8 Bảng chênh lệch tổn thất công suất trước và sau khi bù ĐD371

Bảng 4.9 Bảng chênh lệch tổn thất công suất trước và sau khi bù ĐD377 120

Bảng 4.10 Bảng giá trị điện năng tiết kiệm được (24h) của ĐD371 E18.5 và

Bảng 4.11 Tính δP theo S ứng với từng nấc bù của ĐD371 E18.5 125

Bảng 4.12 Tổn thất công suất từng chế độ tải tương ứng với từng nấc bù 128

Bảng 4.13 Hiệu quả giảm tổn thất điện năng ứng với các nấc bù theo đồ thị

phụ tải trung bình ngày ĐD371 E18.5 129

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ Tên và nội dung hình vẽ, đồ thị Trang

Hình 1.1 Cơ cấu công suất đặt và điện năng năm 2010 12

Hình 1.2 Cơ cấu công suất đặt và điện năng giai đoạn 2000 -2010 12

Hình 1.3 Biểu đồ tỷ trọng các cấp điện áp lưới trung áp toàn quốc 14

Hình 1.4 Biểu đồ tỷ trọng các cấp điện áp lưới TA khu vực miền Bắc 15

Hình 1.5 Biểu đồ tỷ trọng các cấp điện áp lưới TA khu vực miền Nam 22

Hình 1.6 Biểu đồ tỷ trọng các cấp điện áp lưới TA khu vực miền Trung 25

Hình 2.1 Biểu đồ phụ tải 36 Hình 2.2 Đường cong tổn thất 36 Hình 2.3 Xác định tổn thất điện năng theo đường cong tổn thất 37

Hình 2.4a Họ đường cong tổn thất 38

Hình 2.4b Tổn thất khi chưa có bù và khi có bù 38

Hình 2.5 Mạch điện RL đơn giản 41

Hình 2.6 Tam giác tổng trở 41 Hình 2.7 Tam giác công suất 42 Hình 2.8 Giản đồ vec tơ dòng điện 43

Hình 2.9 Sơ đồ lưới điện đơn giản 50

Hình 2.10 Lưới điện phức tạp hình tia 51

Hình 2.11 Sơ đồ thuật toán 54

Hình 2.12 Cấu tạo TSC và dạng sóng vận hành 56

Hình 2.13 Các thành phần cấu tạo SVC 57

Hình 2.14 Dạng sóng điện áp khi sử dụng ĐKPTBS 58

Hình 2.15 Sơ đồ lưới điện đơn giản 60 Hình 2.16 Vị trí thay đổi nấc bù tối ưu 60

Hình 2.17 Điều khiển dung lượng bù theo biểu đồ 62

Hình 2.18 Lưới điện phức tạp hình tia 62

Hình 3.1 Các cửa sổ View trong PSS/ADEPT 67

Hình 3.2 Các thanh chức năng chính trong PSS/ADEPT 68

Hình 3.3 Hộp thoại thiết đặt thông số kinh tế trong CAPO 69

Hình 3.4 Hộp thoại thiết đặt thông số CAPO 72

Hình 4.1 Lưới điện lộ ĐD371 E18.5 77

Hình 4.2 Lưới điện lộ ĐD377 78 Hình 4.3 Vị trí nút bù ĐD371 E18.5 102

Hình 4.4 Vị trí nút bù ĐD377 116 Hình 4.5 Đồ thị phụ tải trung bình ngày ĐD371 E18.5 124

Hình 4.6 Vị trí thay đổi nấc bù ĐD 371 E18.5 126

Hình 4.7 Điều khiển nấc bù theo thời gian của ĐD371 E18.5 127

MỞ ĐẦU

1 MỤC ĐÍCH NGHIÊN CỨU VÀ LÝ DO CHỌN ĐỀ TÀI

Lưới điện phân phối (LĐPP) có tỉ lệ tổn thất khá cao so với lưới truyền tải, phân bố rộng khắp các khu vực lãnh thổ Việc lắp đặt thiết bị bù (TBB) làm giảm tổn thất trong LĐPP thường đem lại hiệu quả kinh tế cao, đồng thời còn cải thiện các chỉ tiêu kỹ thuật Tuy nhiên, hiệu quả chỉ có thể có được khi chọn đúng vị trí đặt

và dung lượng bù Ngoài ra, do phụ tải thường xuyên thay đổi theo biểu đồ nên việc điều khiển các thiết bị bù cũng đóng vai trò quan trọng Đề tài nghiên cứu phương

pháp ”Điều khiển dung lượng bù trong lưới điện phân phối nhằm giảm tổn thất điện năng và nâng cao chất lượng điện áp cho lưới phân phối ”đã được thực hiện

2 ĐỐI TƯỢNG NGHIÊN CỨU VÀ PHẠM VI ÁP DỤNG

2.1 Đối tượng nghiên cứu

Nghiên cứu LĐPP có sơ đồ phức tạp bất kỳ (hình tia, lưới kín vận hành hở)

3 Ý NGHĨA KHOA HỌC VÀ TÍNH THỰC TIỄN CỦA ĐỀ TÀI

3.1 Ý nghĩa khoa học của đề tài

- Hệ thống hóa lý thuyết bù CSPK, nghiên cứu phương pháp lựa chọn vị trí

và dung lượng bù kinh tế trong LĐPP

- Nghiên cứu, khai thác phần mềm PSS/ADEPT để tính toán tổn thất, xác định dung lượng và vị trí bù tối ưu

- Nghiên cứu thuật toán, ứng dụng điều khiển dung lượng bù từng nấc

3.2 Tính thực tiễn của đề tài

Các kết quả nghiên cứu trong đề tài có tính ứng dụng cao đối với việc lựa chọn vị trí lắp đặt, xác định dung lượng bù tối ưu và điều khiển dung lượng bù theo

phương pháp điều khiển bù theo từng nấc cho LĐPP Việt Nam nói chung và LĐPP của Huyện Kỳ Anh – Hà Tĩnh nói riêng

CHƯƠNG I HIỆN TRẠNG NGUỒN VÀ LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP

1.1 Hiện trạng nguồn điện

Tổng công suất nguồn mới vào vận hành tính đến hết năm 2010 là 19.734

MW Tổng công suất đặt các nguồn điện năm 2010 là 19.734 MW tăng 25.19% so

với năm 2008 (15.763 MW ) Chi tiết công suất đặt và khả dụng hệ thống được

trình bày tại bảng sau:

Bảng 1.1Công suất đặt và khả dụng các Nhà máy điện năm 2010

Đến cuối năm 2010, tổng công suất đặt các nguồn điện trong HTĐ là hơn

21.500MW, công suất khả dụng là 19.713 MW, trong đó nguồn thuộc EVN là

11.177MW (chiếm 54%) và các nguồn ngoài EVN hơn là 9.600 MW (chiếm 46%)

Năm 2010 sản lượng điện sản xuất ra đạt 100,007 tỷ kWh, trong đó: thủy điện

chiếm 27,53 %; nhiệt điện than 17,55% , nhiệt điện chạy khí 0,55%, nhiệt điện dầu

3,7%, TBK chạy khí & dầu diesel chiếm 45%, nhập khẩu 5,6%

Điện sản xuất tăng từ 31,138 tỷ kWh (năm 2001) lên đến 100,071 tỷ kWh

năm 2010, tốc độ tăng bình quân là 13,8%/ năm Về cơ cấu điện năng sản xuất, tỷ

trọng sản lượng thủy điện giảm dần từ 58,4 % năm 2001 còn 27,5% năm 2010 Sản

lượng tua bin khí, đặc biệt là TBK chạy khí ngày một tăng, sản lượng điện sản xuất

từ khí đốt tăng từ 8,029 tỷ kWh năm 2001 lên đến khoảng 45 tỷ kWh năm 2010 ứng

với tỷ trọng tăng từ 25,8% lên 45% Sản lượng điện mua ngoài tăng lên đáng kể từ

2,7 tỷ kWh năm 2001 lên 35,3 tỷ kWh năm 2010

, Diesel

N, 2.2%,

%

Ngoài 31%

Series1, Nđiện tha12.2%, 1

Nhiệt

an, 2%

ăm

Thủy điệ

Nhiệt điệ than Nhiệt điệ dầu Turbine k

Diesel và

TÐ nhỏ Ngoài EV

Các nhà máy điện của EVN đang vận hành trong hệ thống điện Việt Nam tính đến nay bao gồm: 20 nhà máy thuỷ điện (chưa kể các thuỷ điện nhỏ), 5 nhà máy nhiệt điện chạy than, 3 nhà máy nhiệt điện chạy dầu, 4 tuabin khí (khí), 6 tua bin khí (dầu), 4 đuôi hơi và một số diezel Còn lại là các nhà máy điện ngoài EVN (IPP, BOT ) sản xuất và bán điện cho EVN (chiếm tỷ trọng khoảng 27,8% tổng điện sản xuất)

Trong giai đoạn 2006-2010, trung bình hàng năm điện sản xuất của nguồn nhiệt điện khí và diezel chiếm tỷ trọng 44-46% trong tổng điện sản xuất, thuỷ điện chiếm khoảng 32-36% Còn lại 19-24% là tỷ trọng của nhiệt điện than, dầu và mua điện Trung Quốc

1.2 Hiện trạng vận hành lưới điện trung áp

Lưới điện trung áp Việt Nam phát triển từ đầu thế kỷ 20, bắt đầu là điện áp 35

và 6kV với cấp 35kV là cấp chuyên tải

Do nhu cầu dùng điện tăng, cấp 10kV được ứng dụng ở miền Bắc và cấp 15kV được sử dụng ở miền Nam trong giai đoạn 1960-1970, sau đó cấp 35kV cũng được sử dụng như một cấp phân phối

Theo thống kê, lưới điện trung áp toàn quốc hiện vận hành ở 5 cấp điện áp: 35,22, 15,10,6kV

n lực 3 là 6

nh là 0,1%

i 35kV tồnlưới 35kV 2,8%)

u vực miền

35 25.

22kV 37.5%

ọng các cấp

hắp toàn quphương k

p điện áp lư

uốc, tuy nhkhác nhau,12,8%, Điệ

10kV 12.6%

6K 7.6

ưới trung á

hiên tỷ lệ lư, ví dụ Cô

TR¹m

áp toàn quố

ưới 22kV (ông ty điệnNội 42,5%

Chí Minh, miền Trun

22kV 37.7%

g

à

c

n ,

g

m

h

xây dựng Định, Việt

V mới đượvài khu vự

g các cấp đ

ệm vụ truy

ò phân phố

từ những miền núi) và

Y

iến các cấpưới 22kV v

ển trong n

ôn có nguồMộc Châu

u trúc lưới

10kV 27.6%

p 35,10,6kVvới hệ thốn

ới TA khu v

ông qua c

c phụ tải

- 1970 thưùng nông

m tại các th

ường tập trthôn, thàn

hành phố lớ

m gần đây hư: Gia Bìn

La

ng đồng n

BiÕn ¸p

hống 3 phadây, trung

22kV 23.5%

Các tỉnh miền núi có mật độ phụ tải nhỏ, bán kính cung cấp điện của các trạm nguồn xa; do vậy khối lượng lưới 35kV khu vực miền núi chiếm tỷ trọng cao (chiếm khoảng 70-80%)

Tuy nhiên, lưới 35kV ở miền núi hiện nay phần lớn không đảm bảo các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật do một số nguyên nhân:

- Lưới 35kV gồm nhiều loại dây dẫn tiết diện từ AC-35,50,70,95,120, chắp vá, nhiều đường dây xây dựng từ lâu, hiện đã xuống cấp nghiêm trọng,

- Nhiều tuyến mang tải lớn, bán kính cấp điện quá dài như một số tuyến 35kV khu vực các tỉnh Lai Châu, Hà Giang, Bắc Giang, Tuyên Quang, Thái Nguyên, Bắc Kạn, gây nên tổn thất điện áp và điện năng cao,

- Do lưới 35kV vừa làm nhiệm vụ chuyên tải, phân phối, nên các tuyến đường dây 35kV thường cấp điện cho hàng chục trạm 35/0,4kV đấu vào mà không có máy cắt phân đoạn đầy đủ

* Khu vực nông thôn đồng bằng

Lưới điện trung áp khu vực này được hình thành từ những năm 1954 và thường sử dụng 2 cấp điện áp 35kV và 10(6)kV; giai đoạn đầu cấp 35kV là cấp trung gian, 10(6)kV là cấp phân phối tải Từ những năm 1990 trở lại đây do mật độ phụ tải tăng nhanh cùng với lưới 10(6)kV và các trạm trung gian 35/10(6)kV bị quá tải, nên lưới 35kV trở thành cấp phân phối tải

Lưới trung áp khu vực đồng bằng có những đặc điểm sau:

+ Tỷ trọng lưới 10(6)kV chiếm tỷ trọng cao (70-80%), lưới 35kV chiếm tỷ trọng (20-30)%,

+ Hiện tại phần lớn các trạm trung gian 35/10kV đều đã vận hành ở trạng thái đầy và quá tải Các trạm trung gian này được xây dựng từ những năm trước 1994 và

hiện các thiết bị đều đã lạc hậu và xuống cấp, gây khó khăn trong việc cấp điện cho các hộ phụ tải

Chất lượng lưới 10(6)kV không đảm bảo độ an toàn cung cấp điện do:

- Được xây dựng từ lâu, tiết diện nhỏ (đường trục AC-35,50,70,95),

- Nhiều tuyến mang tải cao, bán kính cấp điện lớn,

- Được xây dựng trong giai đoạn 1960-1985 chủ yếu để phục vụ phát triển nông nghiệp (phục vụ các trạm bơm, nghiền thức ăn gia súc),

- Được xây dựng trong giai đoạn 1986-1994, thời kỳ phong trào xây dựng lưới điện theo hình thức nhà nước và nhân dân cùng làm Do vốn đầu tư xây dựng hạn chế cùng với việc phát triển không theo quy hoạch, nên chất lượng lưới điện không đảm bảo

- Lưới 35kV bao gồm: 399km đường dây (chiếm 16% theo khối lượng đường dây trung áp), 638 trạm / 324,06MVA (chiếm 12,3% theo dung lượng trạm BA

phân phối) Nhìn chung trong thời gian qua lưới 35kV không phát triển và có xu hướng giảm

- Lưới 22kV bao gồm: 770km đường dây (chiếm 31,1% theo khối lượng đường dây trung áp), 1.833 trạm / 1.058,74MVA (chiếm 41,16% theo dung lượng TBA phân phối)

- Lưới 10kV bao gồm: 460km đường dây (chiếm 18,5% theo khối lượng đường dây trung áp), 1.093 trạm / 515,152MVA (chiếm 19,5% theo dung lượng trạm biến áp phân phối)

- Lưới 6kV bao gồm: 850km đường dây (chiếm 34,3% theo khối lượng đường dây trung áp), 1.888 trạm / 738,55MVA (chiếm 28% theo dung lượng trạm biến áp phân phối)

Trong những năm qua hệ thống lưới điện phân phối 6-10 kV, đặc biệt là lưới 6

kV đang được đầu tư cải tạo nâng cấp lên 22 kV với tiến độ khá nhanh Hiện tại trên toàn TP số trạm biến áp đang vận hành 6 kV chiếm 28% (năm 2000 còn là 53,6%); số trạm biến áp đang vận hành 10 kV chiếm 19,5% (năm 2000 là 25,4%);

số trạm biến áp đang vận hành cấp 22 kV chiếm trên 40,1% (so với năm 2000 mới chỉ là 3,5%) Nhờ được cải tạo nâng cấp, chất lượng lưới trung áp trên địa bàn TP.Hà Nội đã được cải thiện đáng kể, tỷ lệ tổn thất trên lưới giảm từ 10,9% năm

2000 xuống còn 9,13% năm 2004

Tuy nhiên, hệ thống lưới trung áp còn gồm nhiều hệ thống 6, 10, 22, 35kV tiếp tục gây khó khăn lớn trong quản lý vận hành và hạn chế rất nhiều khả năng linh hoạt cung cấp điện mỗi khi lưới bị sự cố

* Tỉnh Thái Bình

Năm 2005 điện thương phẩm tỉnh Thái Bình là 482 triệu kWh, lưới điện trung

áp tỉnh tồn tại ở 2 dạng điện áp 35kV và 10kV

- Lưới 35kV bao gồm: 358km đường dây (chiếm 20% theo khối lượng đường dây trung áp), 281 trạm / 96.110kVA (chiếm 28,8% theo dung lượng trạm BA phân phối) Lưới 35kV có mặt ở tất cả các huyện thị với nhiệm vụ là vừa cấp điện cho các trạm biến áp phân phối, vừa cấp điện cho các trạm biến áp trung gian Đặc điểm chính của lưới điện 35kV tỉnh Thái Bình là tiết diện dây dẫn nhỏ (AC-120,95,70,50), xây dựng lâu, hiện đã xuống cấp, nhiều tuyến dây mang tải cao, tổn thất điện áp lớn Trên địa bàn tỉnh có 4 lộ 35kV có tổn thất điện áp trên 6%, cá biệt

có lộ tổn thất trên 12% Việc tồn tại quá nhiều trạm biến áp trung gian và các trạm biến áp trung gian đều vận hành trong tình trạng đầy tải, dẫn tới lẵng phí vốn đầu tư xây dựng mở rộng trạm, nhân công trực vận hành trạm và làm tăng tổn thất điện năng

- Lưới 10kV bao gồm: 1.362km đường dây (chiếm 80% theo khối lượng đường dây trung áp), 1.452 trạm / 236.490kVA (chiếm 71,2% theo dung lượng trạm

BA phân phối) Lưới 10kV tỉnh Thái Bình xây dựng từ lâu, nguồn vốn xây dựng hạn hẹp, việc xây dựng chưa được quy chuẩn cho nên lưới 10kV trên địa bàn tỉnh Thái Bình chủ yếu dùng cột chữ H, dây dẫn tiết diện nhỏ (AC-35,50), mang tải lớn, tổn thất điện áp cuối đường dây cao Trên địa bàn tỉnh có 7 lộ 10kV tổn thất điện áp trên 10%, 11 lộ tổn thất trên 6%.Dẫn tới nhiều khu vực lưới 10kV không đáp ứng yêu cầu phát triển kinh tế xã hội của tỉnh

- Trong những năm qua do nguồn vốn hạn hẹp, do vậy việc xây dựng mới các TBA đều không có cấp điện áp 22kV để chờ Do vậy đối với tỉnh Thái Bình việc cải tạo lưới 10->22kV là tương đối khó khăn, đòi hỏi nguồn vốn lớn

BA phân phối) Lưới 35kV có mặt ở tất cả các huyện thị với nhiệm vụ là vừa cấp điện cho các trạm biến áp phân phối, vừa cấp điện cho các trạm biến áp trung gian Đặc điểm chính của lưới điện 35kV tỉnh Hà Giang là tiết diện dây dẫn nhỏ (AC-95,70,50), chiều dài cấp điện lớn, một tuyến đường dây 35kV cấp điện cho nhiều huyện (điển hình lộ 375 trạm TX.Hà Giang chiều dài đường trục 131km)

- Lưới 22kV bao gồm: 131km đường dây (chiếm 9,98% theo khối lượng đường dây trung áp), 19 trạm / 2.840kVA (chiếm 5% theo dung lượng trạm BA phân phối) Lưới 22kV mới chỉ sử dụng ở TT.Việt Quang huyện Bắc Quang (2 lộ

471 và 473).Đặc điểm lưới 22kV tỉnh Hà Giang là bán kính cấp điện nhỏ, công suất truyền tải trên đường dây nhỏ

- Lưới 10kV bao gồm: 63,4km đường dây (chiếm 4,82% theo khối lượng đường dây trung áp), 142 trạm / 28.570kVA (chiếm 50,6% theo dung lượng trạm

BA phân phối) Lưới 10kV có mặt ở 6 thị trấn của 6 huyện và TX.Hà Giang Đặc điểm lưới 10kV tỉnh Hà Giang là lưới khu vực TX.Hà Giang tương đối nặng tải và phần lớn đều được thiết kế theo quy chuẩn 22kV, nên dễ dàng thực hiện việc chuyển đổi thành lưới 22kV (trong 142 trạm biến áp có 76 trạm /16.716kVA trạm biến áp có đầu 22kV), còn lại các khu vực khác lưới 10kV tương đối nhẹ tải và trong thời gian vừa qua lưới 10kV ở các khu vực này hầu như hạn chế phát triển (chủ yếu là phát triển lưới 35kV)

- Lưới 10kV bao gồm: 409km đường dây (chiếm 24% theo khối lượng đường dây trung áp), 222 trạm / 46.370kVA (chiếm 15,26% theo dung lượng trạm BA phân phối) Lưới 10kV tập trung ở các thị trấn các huyện Đặc điểm lưới 10kV tỉnh Phú Thọ là bán kính cấp điện lớn, tiết diện dây dẫn nhỏ, hình tia, công suất truyền tải trên đường dây lớn

- Lưới 6kV bao gồm: 205km đường dây (chiếm 12,1% theo khối lượng đường dây trung áp), 316 trạm / 99.165kVA (chiếm 32,86% theo dung lượng trạm BA phân phối) Lưới 6kV có mặt TP.Việt Trì, TX.Phú Thọ, TT.Thanh Sơn, Thanh Ba.Đặc điểm lưới 6kV tỉnh Phú Thọ xây dựng đã lâu (1960), tiết diện dây nhỏ, công suất truyền tải trên đường dây cao, tổn thất điện áp và điện năng lớn

- Lưới 35;10,6kV thiết kế theo quy chuẩn 22kV có: 66,2km, 79 trạm / 22MVA

và chủ yếu tập trung ở TP.Việt Trì Hiện nay Điện lực Phú Thọ đang triển khai dự

án cải tạo lưới 6kV TP.Việt Trì thành lưới 22kV với số vốn đầu tư 80 tỷ đồng

b Lưới điện trung áp khu vực miền Nam

u vực này

ực này việc

h niềm Nam 22kV

trung áp t

n Bắc, với dây lớn để

tại các tỉnh

hương phẩ2kV

35 1.6

22k 65.9

dự phòng

h khảo sát

ẩm tỉnh Cà

5kV 6%

kV 9%

điện áp lưới

các tỉnh minh và tỉnh(theo dung

V hầu hết đổi lưới 15

Hồ Chí Min

h miền Namyến dây trucho những

Mau là 38

15kV 56.4%

i TA khu v

miền Nam Đồng Nai

g lượng TB

được thiết->22kV cơ

nh, tới năm

m về cơ bung áp đượ

22kV 43.5

Năm 1997 Điện lực Cà mau chuyển đổi lưới 15,20kV thành lưới 22kV, năm

2002 Điện lực Cà Mau hoàn thành việc chuyển đổi lưới 15; 20kV thành lưới 22kV Hiện nay trên địa bàn tỉnh có 3.404km đường dây, 3585 TBA phân phối / 173.330kVA

Sau khi thực hiện nâng cấp lưới điện từ 15,20kV thành lưới 22kV, tình hình lưới điện vận hành rất ổn định và an toàn, đồng thời cải thiện rất lớn về chất lượng điện áp, góp phần giảm đáng kể tổn thất điện năng, tổn thất điện năng lúc chưa cải tạo là 12,77%, năm 2002 thực hiện là 9,69% giảm 3,08%, mặc dù tốc độ tăng trưởng điện thương phẩm trong các năm qua là 22,5%/năm (1997-2005)

* TP.Hồ Chí Minh

Năm 2005 điện thương phẩm TP.Hồ Chí Minh là 9,85 tỷ kWh, lưới trung áp

có 2 cấp điện áp là 22; 15kV Trong đó lưới 22kV được xây dựng tại huyện Củ Chi, còn lại các quận huyện khác vận hành ở lưới 15kV

+ Cấp điện áp 22kV và xây dựng theo tiêu chuẩn 22kV (đường dây chiếm tỷ trọng 40,3%, TBA chiếm 63,7%)

- Lưới 22kV: 13,57km, 18 máy biến áp / 7,196MVA

- Lưới thiết kế 22kV, vận hành ở cấp điện áp 15kV: Đường dây 1.636km, TBA có 16.105 máy biến áp / 3.403MVA

+ Lưới thiết kế ở cấp điện áp 15kV, vận hành ở cấp điện áp 15kV: Đường dây 2.445km (chiếm tỷ trọng 59,7%) Trạm biến áp có 14.595 máy / 1.938MVA (chiếm

tỷ trọng 36,4% theo dung lượng)

Mặc dù lưới điện trung áp TP.HCM được thiết ở cấp điện áp 22kV rất nhiều, đặc biệt là khu vực ngoại thành, các quận ven đô, tuy nhiên việc chuyển lưới 15kV sang vận hành ở cấp 22kV là rất chậm Nguyên nhân là tình trạng xen kẽ giữa lưới được thiết kế ở cấp điện áp 15kV và cấp 22kV

+ Cấp điện áp 22kV và xây dựng theo tiêu chuẩn 22kV

- Cấp điện áp 22kV (bao gồm cả 3 pha và 1 pha) Đường dây 1.995km chiếm

tỷ trọng 63% lưới trung áp, trạm biến áp 549MVA chiếm tỷ trọng 35,5%

- Xây dựng theo tiêu chuẩn 22kV vận hành ở cấp 15kV: Đường dây 1.076km chiếm tỷ trọng 34%, trạm biến áp 928,85MVA chiếm tỷ trọng 61,5%

+ Lưới điện thiết kế 15kV vận hành 15kV: Có 200km đường dây (tỷ trọng 7%), 355 trạm BA / 500 máy / 42,2055MVA (chiếm tỷ trọng 3%)

Hiện nay tỉnh Đồng Nai đang đẩy mạnh việc đầu tư các trạm nguồn có đầu 22kV và hoàn thành chương trình cải tạo lưới trung áp thành lưới 22kV

+ Cấp điện áp 22kV với khối lượng 2.111km

+ Cấp 15kV với khối lượng 61,872km

§êng d©y

lực Bình Dlưới 22kV

lưới trung

p khu vực

Trung man

kV chiếm Mặt khác lnăm 1994, d

V có kết cấu

hồ quang

ó kết cấu 32kV TP.Hu

ng, cải tạo cầu phát tr

đồ tỷ trọng

35kV 12.2%

22k 45.2

do vậy về

u 3 pha 3

3 pha 3 dâyuế) Trong mlưới điện triển lưới 1

các cấp đi

kV 2%

kế hoạch cnăm 2006 Đđiện áp 22

ng

c điểm củanhiều hơn crung áp kh

cơ bản lướ

dây trung

y trung tínmột vài nătheo kết cấu

1 pha lớn n

iện áp lưới

15kV 15.1%

10kV 10.6%

chi tiết nânĐiện lực B2kV

TA khu vự

V

%

6KV 4.6%

Tr

ng cấp lướiBình Dươn

c và miền N0,6kV chiếm

5kV có thể

oặc nối đấtĐiện lực 3

t số nơi cóguyên, tỉnh

rung

35kV 5.8%

22kV 63.9%

+ Lưới 35kV: Khu vực miền Trung, lưới 35kV chủ yếu làm nhiệm vụ chuyên tải với các tuyến dây 35kV từ các trạm nguồn 110kV, các nguồn thuỷ điện, diesel cấp điện cho các trạm trung gian 35/22,15,10,6kV

+ Lưới điện vận hành ở cấp 22kV và được thiết kế ở cấp 22kV: Từ năm 1995 trở lại đây, đồng bộ với việc thực hiện quyết định chọn cấp điện áp trung áp 22kV của Bộ Công nghiệp và phát triển lưới điện Quốc gia đưa điện tới các tỉnh miền Trung Lưới 22kV phát triển mạnh mẽ và chiếm tỷ trọng lớn nhất khu vực miền Trung (tỷ trọng chiếm từ 80-90%)

+ Lưới điện thiết kế ở cấp 15; 10,6kV chủ yếu xuất hiện từ những năm trước khi có điện lưới Quốc gia (1995), tại khu vực có nguồn Diezel và các nguồn thuỷ điện nhỏ Do vậy lưới 15; 10,6kV khu vực miền Trung có tỷ trọng nhỏ

Khu vực miền Trung chủ yếu lưới vận hành ở cấp 22kV và lưới trung áp thiết

kế ở cấp điện áp 22kV chiếm tỷ trọng từ 80-90% Việc cải tạo lưới trung áp thành lưới 22kV khu vực miền trung là tương đối thuận lợi, vốn cần đầu tư cải tạo lưới hiện tại thành cấp 22kV là không nhiều do khu vực này khi có nguồn 22kV chỉ cần đổi nấc MBA phân phối, thay chống sét van là có thể chuyển thành 22kV

- Lưới điện trung áp tại các tỉnh khảo sát

+ Vận hành cấp điện áp 22kV: Đường dây 22kV có tổng chiều dài 770km chiếm 47% lưới trung áp, 1.178 trạm / 241,72 MVA, chiếm tỷ trọng 63,5% dung lượng TBA Trong 5 năm vừa qua thực hiện các chương trình cải tạo lưới 6,15-

>22kV, lưới 22kV phát triển mạnh mẽ

+ Vận hành cấp điện áp 15kV: Đường dây 15kV có tổng chiều dài 668km chiếm 40,8% lưới trung áp, 832 trạm / 102,98 MVA, chiếm tỷ trọng 27% dung lượng TBA Lưới 15kV về cơ bản đã được thiết kế theo quy chuẩn 22kV

+ Vận hành cấp điện áp 6kV: Đường dây 6kV có tổng chiều dài 12,7km chiếm 7,8% lưới trung áp, 119 trạm / 35,84 MVA, chiếm tỷ trọng 9,4% dung lượng TBA

Dự kiến năm 2006 sẽ chuyển đổi toàn bộ lưới 6kV thành lưới 22kV

+ Vận hành cấp điện áp 22kV: Đường dây 22kV có tổng chiều dài 2.536km chiếm 86% lưới trung áp, 1.583 trạm / 203,2 MVA, chiếm tỷ trọng 82,1% dung lượng TBA

+ Vận hành cấp điện áp 10kV: Đường dây 10kV có tổng chiều dài 10,8km, 4 trạm / 0,38 MVA

+ Vận hành cấp điện áp 6kV: Đường dây 6kV có tổng chiều dài 9km, 20 trạm / 7,5 MVA

Dự kiến năm 2006 sẽ chuyển đổi toàn bộ lưới 6,10kV thành lưới 22kV

+ Vận hành cấp điện áp 22kV: Đường dây 22kV có tổng chiều dài 1.771km chiếm 68% lưới trung áp, 1.354 trạm / 176,1 MVA, chiếm tỷ trọng 75,5% dung lượng TBA

+ Vận hành cấp điện áp 10kV: Đường dây 10kV có tổng chiều dài 446km chiếm tỷ trọng 17,1%, 310 trạm / 47,27 MVA chiếm tỷ trọng 20,5% Hầu hết lưới 10kV đã xây dựng theo quy chuẩn 22kV Căn cứ vào kế hoạch phát triển của Điện lực Đak Lak, dự kiến khi có nguồn 22kV sẽ chuyển đổi lưới 10kV thành lưới 22kV

Trong thời gian qua ngành điện tăng cường xây dựng mới các nguồn cung cấp để giảm bán kính cung cấp điện, xây dựng mới và cải tạo (nâng tiết diện, chuyển đổi điện áp thành điện áp 22kV), tăng cường lắp đặt tụ bù công suất phản kháng, nâng cao hệ số cos , do vậy tỷ lệ thổn thất điện năng trong lưới phân phối

đều giảm

Bảng 1.2 Tỷ lệ tổn thất điện năng lưới phân phối qua các năm

TT Đơn vị Tổn thất điện năng (%)

Như vậy nếu tính cả tổn thất điện năng lưới hạ áp thì tỷ lệ tổn thất điện năng của các công ty Điện lực 1, Ninh Bình thực tế còn cao hơn nhiều con số nêu trên

Theo báo cáo nghiên cứu năng lượng Mỹ (Electric Power Research Institute), tổn thất điện năng trên lưới điện có cơ cấu như sau :

TT Thành phần Mức thấp (%) Mức cao (%)

1 Lưới truyền tải 4 8,5

2 Lưới phân phối 3 7

(Ghi chú : Các giá trị % tổn thất được quy đổi về tổng điện nhận trên lưới)

Kết luận: Tổn thất điện năng trên lưới phân phối ở hệ thống điện Việt Nam mức

vẫn ở mức cao do : bán kính cấp điện lưới trung áp dài, phụ tải rải rác, lưới điện cũ nát, nhiều tuyến dây trung áp bị quá tải, công tác quản lý vận hành và quản lý kinh doanh còn chưa hợp lý Vấn đề này sẽ được đề cập ở các chương tiếp theo

CHƯƠNG II TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG, CHẤT LƯỢNG ĐIỆN ÁP VÀ VẤN ĐỀ BÙ CÔNG

SUẤT PHẢN KHÁNG TRONG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

2.1 Vấn đề tổn thất điện năng

Tổn thất công suất và tổn thất điện năng là những chỉ tiêu quan trọng trong việc đánh giá hiệu quả làm việc của hệ thống điện (HTĐ) Tổn thất trong HTĐ bao gồm 2 thành phần: tổn thất kỹ thuật và tổn thất phi kỹ thuật Tổn thất kỹ thuật là dạng tổn thất xảy ra do bản chất vật lý của các phần tử trong HTĐ, do kết cấu của lưới điện và do phương thức vận hành HTĐ, còn tổn thất phi kỹ thuật là tổn thất xảy

ra trong quá trình quản lý việc sản xuất, truyền tải và sử dụng điện năng Vấn đề tính toán tổn thất gắn liền với bài toán thiết kế, vận hành HTĐ, cũng như lựa chọn cấu trúc hợp lý của lưới điện

2.1.1 Các nguyên nhân gây ra tổn thất

Tổn thất điện năng trong HTĐ luôn tồn tại do nhiều nguyên nhân khác nhau như: Tổn thất do phát nóng trên điện trở của máy phát, máy biến áp, dây dẫn; tổn thất vầng quang trên các đường dây tải điện; tổn thất trong lõi từ của máy điện, tổn thất do sai số trong hệ thống đo đếm, tổn thất do gian lận… Những nguyên nhân này có thể được chia làm 2 nhóm: Tổn thất kỹ thuật và tổn thất phi kỹ thuật

cũng cần phải xét đến mối quan hệ giữa nhiệt độ và điện trở của phần tử đó vì khi dòng điện đi qua phần tử cũng khiến cho nhiệt độ phần tử này tăng lên

- Tổn thất không tải do các phần tử mang điện áp: Tổn thất này xuất hiện dưới dạng tổn thất từ hóa trong các phần tử có chứa mạch từ như máy biến áp, động cơ, các thiết bị bù… Dạng tổn thất này thường tỷ lệ xấp xỉ với bình phương của điện

áp

- Tổn thất do vầng quang: Xuất hiện trên các đường dây truyền tải điện do một phần năng lượng bị mất vào việc ion hóa môi trường xung quanh đường dây

Tổn thất ở lưới phân phối bao gồm:

+ Tổn thất ở các phía cao áp lưới phân phối (35kV, 22kV, 10kV, 6kV)

+ Tổn thất qua máy biến áp phân phối

- Tổn thất do sai số của thiết bị đo đếm: Các thiết bị này bao gồm wattmet, công tơ, các thiết bị hiển thị

- Tổn thất do lỗi trong tính toán hóa đơn tiêu thụ điện

- Tổn thất do gian lận, ăn trộm điện của người sử dụng

Bên cạnh các nguyên nhân gây ra tổn thất, cũng phải xét đến cả các yếu tố ảnh hưởng đến tổn thất.Các yếu tố này không trực tiếp gây nên tổn thất nhưng lại ảnh hưởng nhiều đến trị số của tổn thất

2.1.2 Các yếu tố ảnh hưởng đến tổn thất

a Điện áp làm việc của trang thiết bị

Làm việc với điện áp càng cao, dòng điện càng bé, vì thế chọn cấp điện áp khi thiết kế (đường dây, máy biến áp) và điều chỉnh điện áp lúc vận hành đều có ảnh hưởng lớn đến trị số tổn thất công suất và điện năng

- Nâng cấp điện áp định mức của lưới điện

Là biện pháp giảm tổn thất rất đáng kể bởi trị số tổn thất tỉ lệ nghịch với bình phương của điện áp định mức:

RU

QPRI3

2 2

- Điều chỉnh điện áp tại máy biến áp

Các máy biến áp trong HTĐ hầu hết đều có khả năng điều chỉnh điện áp bằng cách thay đổi đầu phân áp Việc thay đổi đầu phân áp cho phép lựa chọn điện áp làm việc tối ưu cho đường dây tải điện (ở mức cao giới hạn trong mọi chế độ tải) nhờ đó giảm được tổn thất Ngoài ra, thay đổi đầu phân áp còn làm thay đổi sự phân

bố công suất phản kháng trong lưới, nếu có phương pháp điều khiển tối ưu cũng có thể giảm được trị số tổn thất xuống đến mức thấp nhất

b Truyền tải công suất phản kháng

Cân bằng công suất phản kháng nút là điều kiện cần để đảm bảo chất lượng điện năng Mất cân bằng công suất phản kháng điện áp nút sẽ thay đổi Trong HTĐ luôn luôn tồn tại quá trình truyền tải công suất phản kháng (kèm theo với công suất tác dụng), dòng điện tăng lên, làm tăng cao trị số tổn thất công suất tác dụng (công thức 1.1) Giảm công suất phản kháng truyền tải là biện pháp chủ yếu khi áp dụng các biện pháp giảm thiểu tổn thất

- Ảnh hưởng của các thiết bị bù

Các thiết bị bù công suất phản kháng thường được đặt ở phụ tải Các thiết bị này có tác dụng phát công suất phản kháng vào đường dây, giảm lượng công suất phản kháng chạy trên đường dây nhằm cải thiện điện áp làm việc của phụ tải, tăng

hệ số công suất và giảm tổn thất trên đường dây

- Các công thức kinh điển:

 = (0,124+Tmax.10-4)8760

- Công thức Kenzevik:

)P

P1(P

P28760

T1

T87608760

T2

max min

max

min max

- Tra đường cong  = f(Tmax, cos)

Các công thức trên đều chỉ là gần đúng, lấy theo thực nghiệm và tiệm cận hoá và nhất là xác định trên cơ sở của các lưới điển hình, có cấu trúc tiêu chuẩn Với lưới phân phối điện cụ thể nào đó đang khảo sát (trong điều kiện Việt Nam) khó có thể phù hợp Ngoài ra cũng nhận thấy rằng, nói chung  được xác định theo

Tmax và cos, những đại lượng vốn không xác định và kém chính xác Ví dụ cos không giống nhau tại các nút tải, cần lấy giá trị trung bình , Tmax = A/Pmax tính theo

số liệu thống kê đo đạc về năng lượng A và công suất cực đại Pmax vốn có sai số rất nhiều Như vậy với các phương pháp nêu trên, cho dù có nhiều thông tin đầu vào (biểu đồ phụ tải các nút, trị số cos các phụ tải ) đảm bảo độ chính xác cao Ngoài

ra cách phân tích tổn thất điện năng như vậy cũng nhận được rất ít thông tin, không cho phép nhận biết được gì về các yếu tố ảnh hưởng (như cấu trúc lưới, chế độ tải của các máy biến áp, nhu cầu bù ) Để đáp ứng hiệu quả hoạt động tổ chức vận hành, tối ưu hoá chế độ của HTCCĐ người ta áp dụng những phương pháp hữu hiệu hơn Một trong những phương pháp mới được áp dụng rộng rãi trong tổ chức vận hành và tối ưu hoá HTCCĐ là phương pháp đường cong tổn thất

2.1.3.1 Đường cong tổn thất của HTCCĐ

Đường cong tổn thất xác định với một phương thức vận hành đã cho của HTCCĐ (mỗi phương thức ứng với một phương án nhất định của sơ đồ phân chia, đầu phân áp tại trạm biến áp, dung lượng bù đưa vào vận hành ) Đó là đường cong quan hệ giữa tổn thất công suất tổngP và tổng điện năng các thanh cái cung cấp:

P = f(PÓ)

Có thể xây dựng đường cong qua các bước tính toán sau:

- Xác định biểu đồ phụ tải các nút (P, Q hoặc P và cos ) - Biểu đồ điển hình hoặc biểu đồ vận hành thực trong một ngày đêm (hình 3-1)

- Ứng với trị số công suất các nút , từng giờ của biểu đồ tính toán tổn thất công suất tổng Pi và công suất tổng cung cấp từ thanh cái Pi

- Căn cứ vào Pi(Pi) vẽ đường cong trên mặt phẳng công suất (hình 2.1)

Hình 2.2 Đường cong tổn thất

Một số đặc điểm của đường cong tổn thất :

- Khi biểu đồ phụ tải các nút (tính theo trị số tương đối) có dạng không thay

đổi và giữ nguyên cos thì đường cong là hoàn toàn xác định Nói chung, với lưới

có cấu trúc ổn định thì điều kiện này đảm bảo Trong nhiều trường hợp biểu đồ

(tương đối) của các nút còn có thể giống nhau, việc tính toán tương đối đơn giản

- Nối điểm bất kỳ của đường cong với gốc toạ độ, hệ số góc của đường thẳng

đặc trưng cho tỷ lệ tổn thất công suất Tồn tại một vùng (xung quanh a) tỉ lệ tổn thất

điện năng ít nhất (Hình 2.2) Lưới làm việc non tải hoặc quá tải đều có thể dẫn đến

tăng cao tỉ lệ tổn thất điện năng

- Do tính chất xác định của đường cong tổn thất, có thể mở rộng phạm vi xây dựng đường cong về 2 phía của biểu đồ phụ tải thực (Tính toán bằng cách thay đổi trị số công suất, giữ nguyên dạng của biểu đồ)

- Khi có thay đổi nhiều về cấu trúc và tính chất phụ tải, đường cong tổn thất

có thể thay đổi nhiều Trong quản lý vận hành, thường xuyên phải kiểm tra, tính toán xây dựng lại đường cong tổn thất

2.1.3.2 Quản lý vận hành HTCCĐ theo đường cong tổn thất

Đường cong tổn thất là một công cụ thuận lợi, sử dụng hiêu quả trong thiết

kế vận hành tối ưu HTCCĐ Đó là vì bản thân đường cong chứa rất nhiều thông tin

về đặc trưng kinh tế - kỹ thuật của lưới cung cấp

a Xác định tổn thất điện năng

Khi đường cong tổn thất công suất đã được xây dựng, có thể sử dụng làm công cụ chính để tính toán tổn thất điện năng Giả sử biết biểu đồ công suất tổng thanh cái hình 2.3 (luôn có thể đo đạc, xác định trong vận hành) Đường cong cho phép xác định tổn thất điện năng giờ và toàn bộ thời gian trong ngày không kèm theo phép tính toán phức tạp nào

Hình 2.3 Xác định tổn thất điện

t

P 

Hình 2.3 minh hoạ quá trình xác định biểu đồ tổn thất công suất trong ngày của HTCCĐ.Tổn thất điện năng xác định bằng diện tích của biểu đồ Kết quả tính toán có thể dùng cho nhiều bài toán khác nhau, nói riêng có thể xác định  = A/P cho lưới cụ thể

b Phân tích các đặc tính tổn thất trong lưới

Từ dạng chung của đường cong, có thể thấy rằng, nhiều thông tin có thể có được qua đường cong tổn thất Trước hết, tồn tại miền làm việc của HTCCĐ ứng với tổn thất công suất và điện năng ít nhất Khi phụ tải giảm thấp (dưới miền tối ưu)

tỉ lệ tổn thất điện năng tăng do tổn hao không tải lớn Khi phụ tải tăng cao (trên miền tối ưu), tỷ lệ tổn thất cũng tăng do quá tải các trạm, sụt áp quá lớn trên các tuyến Như vậy phân tích biểu đồ có thể dễ dàng đánh giá được lưới đang làm việc

ở trạng thái nào về phương diện tổn thất Mỗi trường hợp sẽ ứng với cách xử lý giảm tổn thất khác nhau Trường hợp đầu, tổn thất có thể giảm được bằng cách lựa chọn sơ đồ vận hành, tối ưu hoá số lượng máy biến áp làm việc để giảm tổn hao không tải.Trường hợp sau, cần nghĩ đến các khả năng cải thiện cos, đặt thêm thiết

bị bù, nâng cao khả năng tải các tuyến.Để đánh giá hiệu quả các biện pháp kỹ thuật,

có thể xem xét, sự biến dạng của đường cong tổn thất.Hiêu quả cuối cùng là tổn thất điện năng ít nhất

Có bù