Nghiên ứu phương pháp đánh giá tổn thất điện năng và ứng dụng tính toán tổn thất điện năng ho lưới phân phối việt nam

Trang 10 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 sử dụng, cũng như so sánh kết quả tính toán

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện hướng Hệ thống điện

LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT ĐIỆN

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:

TS Lã Minh Khánh

Hà Nội – 2013

kết quả được trình bày trong luận án là trung thực và chưa từng được công bố trong bất kỳ một bản luận văn nào trước đây

Tác giả luận văn

Nguyễn Đức Thắng

CHƯƠNG I : MỘT SỐ PHƯƠNG PHÁP TÍNH TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG

TRONG H Ệ THỐNG ĐIỆN 5

1.1 Khái niệm và phân loại TTĐN trong hệ thống điện 5

1.1.1 Một số định nghĩa, khái niệm về TTĐN 5

1.1.2 Phân loại TTĐN 5

1.2 Cơ sở tính toán TTĐN trên lưới điện 7

1.3 Một số phương pháp gần đúng tính toán TTĐN cho lưới điện 9

1.3.1 Phương pháp thời gian tổn thất công suất lớn nhất 10

1.3.2 Phương pháp hệ số tổn hao điện năng: 13

1.3.5 Phương pháp Phương sai dòng điện σ 2 15

1.4 Nhận xét và kết luận chương 1 28

CHƯƠNG II : SO SÁNH VÀ XÂY DỰNG QUY TRÌNH ĐÁNH GIÁ TTĐN TRONG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 29

2.1 Mục đích, yêu cầu khi đánh giá TTĐN cho LĐPP 29

2.2 Mối quan hệ của các thông số và so sánh giữa các phương pháp đánh giá TTĐN 30

2.2.1 Quan hệ giữa thời gian TTCS lớn nhất τ và thời gian sử dụng công suất lớn nhất Tmax trong phương pháp thời gian TTCS lớn nhất 30

2.2.2 Mối quan hệ giữa hệ số tổn thất và hệ số phụ tải trong phương pháp hệ số tổn hao LsF 33

2.2.3 Quan hệ giữa dòng điện I tbbp với dòng điện I tb trong phương pháp phương sai dòng điện σ 2 38

2.2.4 So sánh các phương pháp đánh giá TTĐN 39

2.3 Quy trình xây dựng ĐTPT và tính toán, đánh giá TTĐN cho lưới phân phối 40

2.4 Nhận xét và kết luận chương 2 46

CHƯƠNG III : KẾT QUẢ ĐÁNH GIÁ CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TTĐN TRÊN CƠ SỐ LIỆU PHỤ TẢI CỦA LĐPP VIỆT NAM NĂM 2001-2010 47

3.1 Sơ đồ khối tính toán đánh giá TTĐN 47

3.2 Các bước tính toán và đánh giá cụ thể 48

3.2.1 Xử lý số liệu tính toán 48

3.2.2 Tính toán và xây dựng ĐTPT điển hình 52

3.2.4 Kết quả đánh giá sự chênh lệch giữa τcx và τkn LsFcx và LsFkn, I 2 tbbp từ ĐTPT và các công thức kinh nghiệm 64

3.3 Áp dụng tính toán TTĐN cho LĐPP Việt Nam 68

3.4 Kết luận chương 3 69

K ẾT LUẬN 70

Bảng 2.1 Bảng tra quan hệ giữa Tmax và t

Bảng 2.2 Biểu thức đặc trưng của LF, LsF và τ , Tmax

Bảng 3.1 Số liệu “Bán điện năng theo từng thành phần phụ tải” Tỉnh Quảng Ninh,

Bảng 3.5: Biểu đồ chi tiết phụ tải điển hình của 5 thành phần

Bảng 3.6 Số liệu đồ thị phụ tải 1 ngày điển hình của năm 2005

Bảng 3.7 Số liệu đồ thị phụ tải 1 ngày điển hình đã quy đổi ứng với Pmax = 1 của năm 2005

Bảng 3.8 Số liệu đồ thị phụ tải 1 ngày điển hình đã quy đổi ứng với Pmax = 1 của năm 2009

Bảng 3.9 : Bảng tính Tmax, t, LF, LsF cho các tỉnh thành và quận huyện năm 2005 Bảng 3.10 : Bảng tính I2tbbp cho các tỉnh thành và quận huyện năm 2005

Bảng 3.11: Bảng tính Tmax, t, LF, LsF cho các tỉnh thành và quận huyện năm 2009 Bảng 3.12 : Bảng tính I2tbbp cho các tỉnh thành và quận huyện năm 2009

Bảng 3.13 : Bảng đánh giá sự chênh lệch giữa tcx và tkn LsFcx và LsFkn giữa các tỉnh thành và quận huyện năm 2005

Bảng 3.14 : Bảng đánh giá sự chênh lệch giữa tcx và tkn LsF và LsFkn giữa các tỉnh thành và quận huyện năm 2009

Hình 1.2 : Đồ thị phụ tải hình bậc thang

Hình 1.3: Đồ thị xác định dòng điện trung bình bình phương Itb

Hình: 1.4: sơ đồ lưới điện phân phối đơn giản

Hình 1.5 Sơ đồ luới phân phối 10 kV

Hình 1.6 Đồ thị phụ tải trạm 1 và trạm 4

Hình 1.7 Đồ thị phụ tải trạm 2 và trạm 3

Hình 2.1 Đồ thị t = f(Tmax)

Hình 2.2 Sơ đồ thay thế lưới điện đơn giản

Hình 2.3 Biểu đồ công suất phụ tải và tổn thất công suất trên lưới

Hình 2.4 Quan hệ giữa hệ số tổn hao LsF và hệ số tải LF

Hình 2.5 Đồ thị phụ tải dạng trơn

Hình 2.6 Đồ thị phụ tải dạng bậc thang

Hình 2.7 Đồ thị phụ tải ngày đêm

Hình 2.8 Đồ thị phụ tải năm

Hình 2.9 Đồ thị ngày làm việc điển hình của các thành phần phụ tải

Hình 2.10 Đồ thị phụ tải điển hình ngày cuối tuần của các thành phần phụ tải

Hình 2.11 Đồ thị phụ tải ngày của lưới điện phân phối Quảng Ninh 2009

Hình 3.1: Sơ đồ khối quá trình đánh giá và so sánh các phương pháp tính toán TTĐN Hình 3.2 Tỷ lệ điện năng tiêu thụ của từng thành phần phụ tải năm 2009 của Tỉnh Quảng Ninh

huyện năm 2009

Hình 3.5 : ĐTPT 1 ngày điển hình của 9 tỉnh, TP và 3 quận, huyện năm 2005

Hình 3.6: Biểu đồ so sánh ĐTPT ngày điển hình của các tỉnh thành, quận huyện năm

NỘI DUNG LUẬN VĂN

PHẦN MỞ ĐẦU

Lý do chọn đề tài

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 Sau hơn 20 năm mở cửa, đổi mới Việt Nam đã thu được nhiều thành tựu

to lớn trong công cuộc xây dựng và bảo vệ tổ quốc, đặc biêt về phát triển kinh tế, xã hội và chính trị Cùng với sự phát triển của nền kinh tế - xã hội, nhu cầu sử dụng điện của nước ta ngày càng tăng nhanh, việc đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục, ổn định và đảm bảo chất lượng điện năng cao là tiêu chí quan trọng hàng đầu của ngành điện nước ta

Nhằm mục đích nâng cao hiệu quả vận hành hệ thống điện và giảm giá thành sản xuất điện năng, giảm tổn thất điện năng là một trong những nội dung được quan tâm hàng đầu hiện nay

Vậy việc nghiên cứu phương pháp tính toán tổn thất điện năng và đề xuất các biện pháp làm giảm tổn thất trên lưới điện là một yêu cầu cấp bách đang đặt ra cho ngành điện nước ta Ngoài ý nghĩa lớn về hiệu quả kinh tế mà nó đem lại, nó còn cho ta nhìn nhận những vấn đề bất hợp lí trong các khâu thiết kế, quy hoạch, cải tạo, vận hành lưới điện và sử dụng điện năng Từ đó đề xuất những phương hướng có tính chất chiến lược cho sự phát triển của ngành điện nói riêng và cho sự phát triển của toàn bộ nền kinh tế nước ta

Để tìm ra các phương án giảm tổn thất điện năng thì vấn đề đầu tiên cần được quan tâm và giải quyết đó là việc tính toán tổn thất điện năng một cách chính xác, TTĐN 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 Vậy 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 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

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

Đối tượng và phạm vi nghiên cứu của luận văn

Tìm hiểu phương pháp xác định tổn thất điện năng đã có và phát triển phương pháp mới từ đó tổng kết, so sánh đánh giá các phương pháp và quy trình tính toán tổn thất điện năng kỹ thuật đang được áp dụng

Kết quả tính toán của phương pháp được so sánh với giải tích để đánh giá sai số ứng với số liệu về điện năng tiêu thụ là của lưới điện phân phối trong các điện lực Việt Nam giai đoạn 2001-2010

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

Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài

Đánh giá được tổn thất điện năng và tối ưu hóa lưới điện trên cơ sở điện năng

quy hoạch thiết kế và quản lý hệ thống điện Việt Nam Các phương pháp và quy trình tính toán đánh giá tổn thất điện năng kỹ thuật trong lưới điện tại Việt Nam hiện nay chủ yếu dựa trên cơ sở lý thuyết tính toán và số liệu thống kê theo kinh nghiệm của nước ngoài, do đó còn rất nhiều hạn chế cũng như chưa thể có căn cứ

để quyết định độ chính xác đối với điều kiện lưới điện Việt Nam Vì vậy việc xây dựng phương pháp tính tổn thất điện phù hợp với điều kiện thực tế nước ta có ý nghĩa rất quan trọng và cần thiết

Luận văn thực hiện các tính toán so sánh nhằm kiểm nghiệm một số bước tính toán cũng như kết quả tính toán theo các quy trình chuẩn khi tính tổn thất điện năng Kết quả được sử dụng để so sánh là xử lý từ số liệu điện năng tiêu thụ thực của hệ thống điện Việt Nam gần đây Qua đó nhằm đưa ra một đánh giá về các quy trình và phương pháp đang được sử dụng rộng rãi cũng như đề xuất phương pháp tính toán phù hợp để tính tổn thất điện năng hiện nay

Phương pháp nghiên cứu:

Tìm hiểu một số phương pháp tính TTĐN gần đúng của nước ngoài kết hợp phát triển phương pháp mới [7] theo su hướng phù hợp LĐPP Việt Nam từ đó đưa

ra quy trình so sánh, đánh giá TTĐN kỹ thuật

Tính toán áp dụng cho số liệu phụ tải điển hình thu thập được trên lưới phân phối tại Việt Nam

So sánh các quy trình tính toán, công thức kinh nghiệm với kết quả tính toán trực tiếp từ ĐTPT điển hình (trong quá trình đánh giá luận văn coi kết quả tính toán

từ ĐTPT là chính xác để thực hiện so sánh)

Nội dung chính của luận văn :

Việc tính toán 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 sử dụng các đánh giá gần đúng của nước ngoài Vì vậy luận văn tiến hành tìm hiểu phương pháp tính TTĐN dựa vào công thức kinh nghiệm của nước ngoài kết hợp phát triển phương pháp mới theo tính chất LĐPP Việt Nam nhằm đánh giá mức độ chính xác khi áp dụng các công thức kinh nghiệm với công thức tính trực tiếp từ ĐTPT điển hình Các số liệu để so sánh đánh giá là các số liệu thực lấy từ Cục điều tiết điện lực trong giai đoạn 2001 – 2010

• Luận văn được thực hiện thành các phần như sau:

MỞ ĐẦU

Chương 1 : MỘT SỐ PHƯƠNG PHÁP TÍNH TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG

TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN

Chương 2 : SO SÁNH VÀ ĐÁNH GIÁ CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TTĐN

TRONG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

Chương 3 : KẾT QUẢ ĐÁNH GIÁ CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TTĐN

TRÊN CƠ SỐ LIỆU PHỤ TẢI CỦA LĐPP VIỆT NAM NĂM 2005-2009

KẾT LUẬN

CHƯƠNG I : MỘT SỐ PHƯƠNG PHÁP TÍNH TỔN THẤT

ĐIỆN NĂNG TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN

1.1 Khái niệm và phân loại TTĐN trong hệ thống điện

1.1.1 Một số định nghĩa, khái niệm về TTĐN

Tổn thất điện năng (TTĐN) là điện năng dùng để truyền tải và phân phối điện Trong đó, TTĐN ∆A trên một lưới điện trong một khoảng thời gian T là hiệu giữa tổng điện năng nhận vào Anhận trừ tổng điện năng giao đi Agiao của lưới điện trong 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

ở ranh giới của lưới điện đó và tại khách hàng sử dụng điện

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

Tổn hao trong các máy biến áp tăng áp, máy biến áp (MBA) tự dùng thuộc các Công ty phát điện quản lý không tính vào TTĐN lưới điện Điện năng tự dùng của trạm biến áp (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 [13]

1.1.2 Phân loại TTĐN

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

∆APKT:

Trong đó tổn thất kỹ thuật là lượng điện năng tiêu hao trên mạng lưới điện do tính chất vật lý của quá trình truyền tải điện năng, không thể loại bỏ hàn toàn mà chỉ

có thể hạn chế ở mức độ hợp lý Tổn thất điện năng kỹ thuật cũng có thể phân thành

2 loại [2]:

- TTĐN phụ thuộc vào dòng điện (I2): lượng điện năng tiêu hao do phát nóng trên các phần tử khi có dòng điện đi qua Tổn thất điện năng do phát nóng

chủ yếu trên điện trở tác dụng của đường dây và của các cuộn dây trong MBA Đây là hai thành phần chính của tổn thất kỹ thuật

- TTĐN phụ thuộc vào điện áp (U2): bao gồm tổn thất vầng quang điện, tổn thất do rò điện, tổn thất không tải của MBA, tổn thất trong mạch từ của các thiết bị đo lường Trong đó tổn thất không tải của MBA là thành phần lớn nhất và có thể xác định thông qua số liệu của các TBA

Tổn thất phi kỹ thuật là lượng điện năng tổn thất do nguyên nhân thuộc về quản

lý, chỉ có thể giải quyết bằng các biện pháp hành chính Trong luận văn không đặt vấn đề tính toán đánh giá dung lượng tổn thất phi kỹ thuật, do đó sẽ sử dụng ký hiệu chung là ∆A cho tổn thất điện năng kỹ thuật

Do đó, để xác định tổn thất kỹ thuật, có 3 thành phần chính cần phải tính toán: TTĐN do phát nóng trên điện trở tác dụng của đường dây, do phát nóng trên điện trở tác dụng của các cuộn dây MBA (phụ thuộc vào dòng điện và có thể được xác định dựa trên tính toán chế độ xác lập của lưới điện) và TTĐN trong lõi thép của các MBA (không phụ thuộc vào phụ tải và được xác định từ tổn thất công suất không tải)

Như vậy, phần TTĐN do phát nóng phụ thuộc vào điện trở tác dụng của các phần tử chính trong lưới điện và phân bố công suất trên lưới Việc xác định TTĐN trong các phần của hệ thống điện chịu ảnh hưởng nhiều bởi cấu trúc lưới điện tính toán Có thể phân biệt việc xác định TTĐN trong lưới điện truyền tải và lưới điện phân phối

Lưới điện truyền tải là phần lưới điện nối từ các nguồn điện (các nhà máy điện) đến các TBA trung gian cung cấp điện cho các cụm phụ tải địa phương [2] Trong

hệ thống điện Việt Nam, lưới điện truyền tải bao gồm các mạng lưới điện có cấp điện áp 110kV, 220kV và 500kV Việc tính toán tổn thất trong lưới điện truyền tải tương đối phức tạp, do lưới điện có thể có dạng mạch vòng kín hoặc do nhiều nguồn điện cung cấp công suất, khi đó phân bố công suất trên các đoạn lưới không chỉ phụ

thuộc vào sự biến đổi công suất của mỗi phụ tải, mà còn vào chế độ làm việc của các nguồn điện và cấu trúc lưới điện

Lưới điện phân phối là phần lưới điện nối từ các trạm biến áp trung gian, trực tiếp cung cấp điện cho các hộ tiêu thụ ([2,3]) Lưới phân phối thường bao gồm 2 cấp điện áp: lưới trung áp (có điện áp 1÷35kV) và lưới hạ áp (380V), do các đơn vị điện lực thuộc EVN quản lý Hiện nay có một số lưới điện phân phối cũng bao gồm các đường dây và trạm biến áp có điện áp 110kV có chức năng phân phối điện Hầu hết lưới điện phân phối đều có dạng mạch hở hoặc là lưới kín nhưng vận hành hở, khi đó công suất trên các đoạn lưới có thể coi như biến đổi theo công suất của phụ tải ở cuối mỗi đoạn

1.2 Cơ sở tính toán TTĐN trên lưới điện

Từ định nghĩa về TTĐN ta thấy rằng khi truyền tải điện năng từ thanh cái nhà máy điện đến phụ tải Khi có dòng điện chạy qua, do có điện trở và điện kháng trên đường dây nên nó đã gây ra tổn thất công suất dẫn đến tổn thất về điện năng

Trị số tổn thất điện năng trong bất kỳ một phần tử nào của mạng điện phụ thuộc chủ yếu vào tính chất của phụ tải và sự thay đổi của phụ tải trong thời gian khảo sát

Nếu phụ tải của đường dây không thay đổi và xác định được tổn thất công suất tác dụng trên đường dây là ∆P thì khi đó tổn thất điện năng trong thời gian t sẽ là:

Tuy nhiên, trong tính toán thường không biết đồ thị p(t), q(t) Để tính tổn thất năng lượng ta phải dùng phương pháp gần đúng dựa theo một số khái niệm quy ước như thời gian tổn thất công suất cực đại (τ ) và hệ số tổn hao điện năng (LsF)

Ngoài ra còn có thể sử dụng một số phương pháp khác như sử dụng công tơ, tính theo đồ thị phụ tải, theo đặc tính xác suất của phụ tải,…

Tính chính xác TTĐN theo số liệu đo đếm

Việc đánh giá TTĐN bằng các thiết bị đo đếm cho kết quả chính xác trên cơ sở định nghĩa của EVN, xác định theo công thức (1.1), kết quả xác định được sẽ bao gồm cả TTĐN kỹ thuật và TTĐN phi kỹ thuật Tổng TTĐN được xác định bằng cách đo như sau:

A1Nhận

AmNhận

A1Giao

AnGiao

Lưới điện ( ΔA )

Hình 1.1 Sơ đồ xác định tổn thất điện năng trên lưới điện bằng thiết bị đo

Phương pháp đo: sử dụng các thiết bị đo đếm điện năng được đồng bộ trong cùng thời gian khảo sát tại tất cả các mạch vào và ra (tại ranh giới giao và nhận điện năng) khỏi khu vực lưới điện cần xác định TTĐN Khi đó:

Cụ thể, theo [5], 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 tổng TTĐN trong năm tính được theo công thức (1.6) sẽ là :

ΔAΣ = AN - AG = 86,9.109 - 74,5.109 = 12,4.109 (kWh) Tương tự như vậy, trên bảng 1.1 là số liệu về tình hình TTĐN một số quốc gia trên thế giới, [14]

số liệu

Điện năng sản xuất (106 kWh)

Điện năng tiêu thụ (106 kWh)

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

Nếu có đầy đủ số liệu ta hoàn toàn có thể xác định TTĐN một cách chính xác

Từ đó ta có một số nhận xét về cách xác định tổng TTĐN trong lưới điện bằng các thông số đo lường như sau:

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

kê, yêu cầu các số liệu từ thiết bị đo lường phải được đồng bộ tuyệt đối về thời gian ghi lại dữ liệu Đối với HTĐ Việt Nam, ta thường gặp khó khăn trong khâu thu thập

số liệu, nhất là đối với LPP trung áp

- Cách thức tính toán này thường dùng để đánh giá TTĐN thực tế trong công tác vận hành và quản lý mạng lưới điện Kết quả thu được bao gồm cả TTĐN phi kỹ thuật, còn gọi là tổn thất kinh doanh nhưng 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 Một số phương pháp gần đúng tính toán TTĐN cho lưới điện

1.3.1 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

T

dt U

S R dt I R dt t P A

0 2 2

0 2

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

S

t(h) 0

Tổn thất điện năng năm thường tính theo ĐTPT kéo dài năm ∆ti = 1 h:

1

2 2

2

i i

đm

Q P

t t

t dm

Q P

U

R dt

Q dt

P U

R

max

2 max 2 8760

1 2 8760

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

max

2 max

U

R S Q

P U

R A

dm dm

∆

=

=+

=

2 max

8760

0 2

2 max

Ý nghĩa của τ rất rõ ràng, nếu dòng điện It = Imax không đổi thì trong thời gian

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

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

3,0

2 max max

T

=τ

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

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 τ 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

Trong phần 3.3, luận văn tiến hành kiểm nghiệm độ chính xác của công thức kinh nghiệm (1.16) và (1.17) này với các phụ tải điển hình các ngành trong lưới điện Việt Nam

1.3.2 Phương pháp hệ số tổn hao điện năng:

Một phương pháp thông dụng khác nhằm xác định nhanh tổn thất điện năng trong lưới điện là sử dụng hệ số tổn thất (một số tài liệu gọi là hệ số tổn hao) 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

Dòng điện trung bình bình phương I2

tb là dòng điện quy ước có giá trị không 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 1.3) Ở đây đồ thị I2 trên hình 1.3 còn có thể hiểu là sự thay đổi của tổn thất công suất tác dụng ΔP theo thời gian trên đường dây nối với hộ phụ tải đã cho

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

dt I I

t tb

8760 3 R.8760

max

2 2

Hệ số tổn thất điện năng : là tỷ số giữa tổn hao công suất trung bình (∆Ptb) và tổn hao công suất khi phụ tải cực đại (∆Pmax) trong một khoảng thời gian xác định Ngoài ra ta có hệ số tải LF :

P

P

Hệ số tải LF (Load Factor) : Là tỷ số giữa công suất tiêu thụ trung bình (Ptb)

và công suất tiêu thụ cực đại (Pmax)

Nếu ta xét trong khoảng thời gian T xác định (ngày, tuần, tháng, năm) thì các công thức (1.22), (1.23) có thể biểu diễn dưới dạng điện năng như sau:

T P

A P

T P

A P

P LsF tb

Trong đó : A, ΔA lần lượt là điện năng tiêu thụ và tổn thất điện năng trong khoảng thời gian T Ta nhận thấy giá trị A, Pmax có thể được xác định từ đồng hồ đo đếm điện năng còn giá trị ΔPmax có thể có được từ tính toán phân bố công suất, do

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

Nhận xét:

Phương pháp sư dụng hệ số tổn hao LsF thường được ứng dụng tại các quốc gia phương tây

Công thức kinh nghiệm để tính LsF = f(LF) (1.34) cũng dựa trên việc đánh giá

và thông kê phụ tải

1.3.5 Phương pháp Phương sai dòng điện σ 2

(Phát triển và nghiên cứu dưa trên phương pháp [7])

Sau khi tìm hiểu một số phương pháp đánh giá, tính toán TTĐN của nước

ngoài ta thấy rằng khi áp dụng vào LĐPP của Việt Nam có thể sẽ không phù hợp do còn nhiều hạn chế do tính chất của phụ tải, điều kiện tự nhiên, khí hậu… giữa Việt Nam và các nước khu vực là khác nhau, vì vậy trong nội dung luận văn sẽ tìm hiểu, nghiên cứu cách thức đánh giá, tính toán TTĐN từ đó đưa ra đề xuất phát triển phương pháp mới phù hợp điều kiện Việt Nam Trong đó cụ thể luận văn sẽ tìm hiểu phương pháp đề xuất của tác giả Nguyễn Ngọc Kính [7] kết hợp với phương pháp hệ số tổn hao từ đó đưa ra hướng nghiên cứu một phương pháp gần đúng thuận tiện để có thể tính toán và đánh giá TTĐN của LĐPP Việt Nam, Ở đây Vì phương pháp này vẫn còn đang trong giai đoạn nghiên cứu cho nên vẫn tồn tại nhiều mặt hạn chế chưa thể áp dụng vào thực tiễn để tính toán và đánh giá cho lưới điện, nhưng trong nội dung luận văn cũng đã tiến hành nghiên cứu và phát triển phương pháp theo tính chất của LĐPP tại Việt Nam, kết quả tìm hiểu và phát triển của phương pháp phương sai dòng điện σ2cũng được sử dụng để tiến hành đánh giá cách thức tính toán từ đó thấy được mức độ sai số của phương pháp đề xuất với phương pháp thực tế chính xác từ ĐTPT

Trước khi đi vào nội dung nghiên cứu của phương pháp ta sẽ sơ lược về một

số khái niệm trong quá trình tính toán để tránh việc hiểu lầm giữa các công thức, thứ nhất đó là I2

)2 là dòng điện trung bình cộng của các

giờ trong ngày điển hình, i2

tbbp = ∫t i dt

t 0

2

dụng để tính TTĐN Thứ 2 là R và Rđt (điện trở đẳng trị), với R là điện trở thực của lưới còn Rđt là điện trở tương đương của lưới xét đã kể đến ảnh hưởng về nhiệt độ,

độ ẩm… ứng với khu vực khảo sát và tính toán

Nội dung tóm tắt của phương pháp mà luận văn đã tìm hiểu và phát triển:

Như ta đã biết biểu thức giải tích tính TTĐN thực tế là:

dt i

0

3 2

10

Do khi tính toán ∫t i d t

0

2

. gặp nhiều khó khăn cho nên một số nước trên thế giới

đã biến đổi từ công thức (1.15) sang nhưng công thức đơn giản hơn, và chủ yếu là

sử dụng công thức kinh nghiệm do thông kê tính toán Vì vậy cũng để đơn giản không phải tính toán công thức phức tạp thì luận văn cũng sẽ đưa ra mông công thức đề xuất đơn giản và phù hợp với LĐPP Việt Nam

Hướng pháp triển của phương pháp chủ yếu dựa vào lý thuyết xác suất thống

kê kết hợp với một số tài liệu về lưới điện và lý thuyết mạch

Ta thấy trong công thức (1.15) nếu ta coi trên lưới điện truyền tải liên tục một dòng Itbbp và gây ra tổn thất năng lượng bằng tổn thất thực tế do truyển tải một dòng điện i gây ra thì ta có thể dựa vào dòng điện trung bình bình phương để tính tổn thất

điện năng Khi đó có thể viết lại công thức (1.15) thành

∆A=3RđtI2

Với phương pháp tính này ta cần phải xác định được 2 thông số là giá trị dòng điện trung bình bình phương và điện trở của lưới, do lưới điện phức tạp có nhiều đoạn có tiết diện khác nhau vậy điện trở cũng khác nhau cho nên ở đây ta sử dụng

Rđt để tính toán Dòng điện trung bình bình phương dựa vào các dòng điện phụ tải trong thời gian khảo sát t còn giá trị điện trở Rđt căn cứ vào lưới cụ thể để tính toán

* Xác định I 2

tbbp

Để xác định được TTĐN, ta phải xác định được giá trị I2

tbbp, ta biết rằng dòng điện phụ tải biến thiên liên tục trong suốt thời gian khảo sát và mang tính ngẫu nhiên vậy ta có thể coi dòng điện phụ tải biến thiên là một quá trình ngẫu nhiên dừng, tuân theo luật phân bố chuẩn (Gauss) ta có hàm mật độ xác suất:

1

σπ

σ

tb

i i

itb - giá trị dòng điện trung bình (kỳ vọng toán dòng điện), được xác định theo biểu thức

itb = ∫ = ∑ i∆i

t

t i t

idt t

1 1

0

Nếu khó khăn trong việc lấy số liệu của dòng điện Ii thì ta giả thiết cosϕ

không đổi và dựa vào sản lượng điện năng đầu nguồn để tính Itb như sau:

3U tb ϕt

Ap + Aq = ( 3U tb.i tb.t)2  itb2 = 2 2

3

p AA 3

i

0 2

i2 tbbp = i2

tb + D(i) = i2

Ta thấy giá trị của i2

tbbp phụ thuộc vào bình phương của dòng điện trung bình

và phương sai của dòng điện trong thời gian khảo sát.Vậy bước tiếp theo ta đi xác định phương sai và dựa vào công thức (1.3), theo lý thuyết xác suất thống để tính xác suất p(i1 < i < i2) với i tuân theo quy luật phân bố chuẩn (1.53):

p(i1 < i < i2) = f i di

i i

∫21

)(

i1 và i2 là các số cho trước, theo tính chất của hàm mật độ:

Đổi biến tích phân, ta thấy x = i−σi tb

dx e t

πφ

) ( 1

p(i1 < i < i2) = φ(3) - φ(−3) = 2φ(3) = 2.0,49865= 0,9973

Vậy nếu i là đại lượng ngẫu nhiên tuân theo luật phân bố chuẩn thì xác suất p của dòng điện nằm trong khoảng itb ± 3σ lên tới 0,9973 gần đạt 100% Vậy ta có thể coi rằng i2 chính là giá trị dòng điện cực đại còn i1 là giá trị dòng điện cực tiểu trong thời gian khảo sát

(1.58) Sau khi tính được σ2, thay vào trong biểu thức 1.57 ta tính được I2

tbbp Đối với sơ đồ thực tế có nhiều nhánh khi tính I2

tbbp ta tính lần lượt cho từng nhánh, giả sử ta có sơ đồ lưới điện phân phối như hình vẽ 4-2 Ta quy ước dòng phụ tải là các dòng điện trung bình được xác định từ biểu Thức 4-6 Điện trở các đoạn dây dẫn được tra theo bảng là R1…,R6

Hình: 1.4: sơ đồ lưới điện phân phối đơn giản

Từ hình vẽ ta có: I5 = Ii ; I6 = ig;σ = 6 σ ;g σ = 5 σ f

I2 tbbp5 = I2

5 + 2 5

σ ; I2

tbbp6 = I2

6 + 2 6

σ Các dòng điện phụ tải là các đại lượng ngẫu nhiên (giả thiết rằng chúng là các đại lượng ngẫu nhiên độc lập, điều này phù hợp với thực tế) Theo lý thuyết xác suất, phương sai của tổng n đại lượng ngẫu nhiên độc lập bằng tổng các phương sai thành phần và kỳ vọng toán của tổng các đại lượng ngẫu nhiên độc lập bằng tổng các kỳ vọng toán thành phần

Cuối đoạn trục 4 là nút d do 3 dòng id, I5, I6 nên dòng trên đoạn này:

nhánh ở cuối đoạn trục đó

Sau khi xác định được Itbbp ta tính điện trở theo [7] ta có:

2 1 2

tbbp i n

i tbbpi đtd

I

R I b R

∑

=

2 1

2 2

2

10

n kj n

j tbbpj tbbp

n đtb

S

P I

kj n

j tbbpj n

tbbp

đt b I R

S

P I

U I

R

1

2 3

2 1

2 2

n - số đoạn đường dây, bao gồm các đoạn đường trục và nhánh

ΔPkj - tổn thất công suất ngắn mạch trong máy biến áp thứ j có Snj

Un – điện áp định mức của mạng phân phối

Để có thể có những kết luận về mức dô chính xác của phương pháp ta tiến hành so sánh kết quả tính toán của phương pháp so với kết quả tính toán bằng giải tích được xét trong một mạng điện cụ thể gồm có bốn trạm tiêu thụ thể hiện trên hình vẽ 1.11

AC-95 3Km

3Km

AC-70

AC-35 2Km

4Km

3

S 1

1 AC-35

Hình 1.5 Sơ đồ luới phân phối 10 kV

Đường dây phân phối có điện áp định mức Un = 10kV Sơ đồ gồm có 4 máy biến áp có công suất định mức:

Thông số của các máy biến áp do Việt Nam sản xuất được cho trong bảng sau

Bảng 1.2 : Thông số của MBA

Điên trở của dây dẫn được cho trong bảng sau (Dtb = 1,25m):

Bảng 1.3 : Thông số của đường dây

Thời gian tính tổn thất t = 24 h

Đồ thị phụ tải của các trạm được cho trong hình vẽ 4-4 và hình 4-5 Đồ thị phụ

tải thanh cái A trên hình vẽ

t (h) 0

5 10 15 20

40 50 60 70

30

Hình 1.7 Đồ thị phụ tải trạm 2 và trạm 3

Các phụ tải có Cosϕ = 0,8;

Đoạn A1 :R = 1Ω; X = 1,03Ω ; Đoạn l2: R =2,55Ω; X = 1,14Ω

Đoạn 13 :R13=0,92Ω;X13=0,706Ω ; Đoạn 34:R34=3,4Ω;X34= 1,516Ω

* Tính theo phương pháp giải tích:

Để xác định tổn thất điện năng, ta xác định dòng điện trên các đoạn đường dây ứng với các khoảng thời gian Δt = 4h có dòng điện không đổi Kết quả được trình bày trong bảng 1.6

- Tổn thất trên đường dây bằng tổng tổn thất do các dòng gây ra trong khoảng thời gian Δt không đổi cộng lại

Ta có : ΔAđd= 3.Δt∑ ∑

=

=

k i ij n

i j

i I

r 2.10-3 (kWh)

n - số đoạn đường dây, n = 4

ri - điện trở đoạn đường dây

k - số khoảng thời gian ứng với Δt không đổi, k = 6

Các giá trị tính toán của dòng điện cho trong bảng 1.6

i j

kj t I

I P

t

2

t - thời gian nghiên cứu tổn thất

k - số khoảng thời gian Δt, k = 6

ΔPoj - tổn thất không tải của máy j

ΔPkj - tổn thất ngắn mạch của máy j

Thay số ta có:

ΔAba = 2,5.24.2+ 1,9.24.2 + 2.9,4.4.1,1897 + 2.6,2.4.2,032 = 401,48 (kWh)

Tổng tổn thất:

ΔAΣ = ΔAđd + ΔAba =309 + 401,48 = 710,48 (kWh)

- Năng lượng tiêu thụ của toàn mạng:

∆

16641

5,710

= 4,26%

* Tính theo phương pháp dòng trung bình bình phương:

- Xác định dòng điện trung bình ở đầu nguồn cung cấp A dựa vào giá trị đo được:

556550(35

48,33 (A)

2536

2 min max

2 = I −I =

σ

8,236025

33,

2 2

12,52015(10

=+

++++

(A)

( )

4,3436

7,5-

σ

4,19334,475,

2 2 1 2

4 2

1512,5 10(7,5

=+

++++

(A)

( )

1,5636

7,5-

13 =( tb + tb ) +σ +σ

tbbp I I

2 4 2 3 2 4 3

kj n

j tbbpj n

tbbp

S

P I

U I

R

1

2 3

2 1

2 2







∆ +∑

=

−

0 3

2

10

∆

100 =

16641

4,685

100 = 4,12%

Nếu lấy phương pháp giải tích làm chuẩn thì sai số tương đói của phương pháp giải tích so với phương pháp dòng trung bình bình phương và điện trở đẳng trị là:

710,48

685,4-710,48

từ thanh cái trạm trung gian Tuy nhiên đối với lưới thực tế thì ta cần phải phát triển

và nghiên cứu thêm để phương pháp này phù hợp hơn do tính chất của LĐPP ở Việt Nam còn nhiều phức tạp

Trong quá trình thu thập số liệu, để đảm bảo cho kết quả của tính toán được chính xác, ta cần phải lấy được số liệu về năng lượng tiêu thụ trong cùng một thời điểm tính tổn thất Ví dụ, để tính tổn thất trong thời gian một tháng, một quý , ta phải thu được chỉ số của công tơ từ ngày đầu tháng hay đầu quý cho tới ngày cuối cùng của tháng, quý Giá trị năng lượng thu được phải đảm bảo đúng thời gian tính tổn thất Điều đó trong thực tế quản lí vận hành khó có thể đảm bảo được tính đồng thời do số lượng trạm tiên thụ trong một tuyến khá nhiều, các trạm lại đăt cách xa nhau tuỳ thuộc địa hình của khu vực cung cấp điện Dựa vào đồ thị của phụ tải các trạm tiêu thụ ta nhận thấy rằng, giá trị dòng điện tuy có biến thiên liên lục song vẫn tuân theo một quy luật nhất định, ta cổ thể dựa vào quy luật biến thiên này tính được năng lượng tiêu thụ trong khoảng thời gian tính tổn thất chính xác

Đối với lưới điện trong tương lai khi tính toán thiết kế lưới thì số liệu Imin, Itb

gần như không có cho nên việc tính toán thiết kế lưới điện với phương pháp này gặp nhiều khó khăn và chưa có tính khả thi, vì vậy cần phải nghiên cứu và đề ra các giải pháp phát triển phương pháp cũng như đơn giản hóa số liệu đầu vào

1.4 Nhận xét và kết luận chương 1

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”

Trong hệ thống điện (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

Trên đây là những phương pháp điển hình để đánh giá TTĐN trong lưới phân phối trong những năm gần đây Ngoài ra luận văn còn đề suất 1 phương pháp đơn giản ứng với thực tiến của lưới phân phối Mỗi phương pháp đều có những ưu điểm, nhược điểm riêng vì vậy khi áp dụng phương pháp nào vào tính toán thì người thiết

kế đều phải kiểm tra tính tương thích của từng lưới, từng khu vực ứng với từng phương pháp để chọn được phương pháp phù hợp nhất

CHƯƠNG II : SO SÁNH VÀ XÂY DỰNG QUY TRÌNH ĐÁNH GIÁ TTĐN TRONG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

2 1 Mục đích, yêu cầu khi đánh giá TTĐN cho LĐPP

Mục đích : Đối với các tổng công ty phân phối điện, hàng năm đều có đánh

giá tổn thất của khu vực lưới phân phối do mình quản lý vào báo cáo lên Tập đoàn điện lực (EVN), với đầu mối thông qua Ban Kỹ thuật Sản xuất Việc đánh giá tổn thất này có ý nghĩa quan trọng đối với các đơn vị vận hành vì đây là căn cứ giải trình sự hoàn thành kế hoạch tổn thất do EVN giao

Tính toán lưới phân phối là xác định dòng điện và dòng công suất trên từng nhánh của lưới, tính tổn thất điện áp và điện áp các nút, tính tổn thất công suất và tổn thất điện năng với mục đích để phục vụ quy hoạch, thiết kế và vận hành lưới điện

Trong quy hoạch thiết kế:

Lựa chọn các phương án phát triển lưới điện, chọn các thiết bị lưới như dây dẫn, kháng điện,thiết bị bù, thiết bị đóng cắt và bảo vệ

Lưới điện thiết kế phải thoả mãn các điều kiện kỹ thuật : Có khả năng tải theo điện áp và phát nóng thoả mãn yêu cầu của phụ tải trong chế độ bình thường và sự

cố ∆P và ∆A là 2 chỉ tiêu kinh tế quan trọng tham gia hàm mục tiêu kinh tế để lựa chon phương án tối ưu

Trong vận hành phải kiểm tra tình trạng kỹ thuật và kinh tế:

Về kỹ thuật kiểm tra phát nóng các phần tử như dây dẫn, máy biến áp , kiểm tra lưới điện theo điều kiện điện áp, tìm cách điều chỉnh điện áp khi phụ tải tăng lên,

khi làm thêm trạm biến áp, kéo dài thêm đường dây hoặc theo các mùa trong năm

Về kinh tế tính kiểm ∆P, ∆A, nếu chúng quá lớn phải có biện pháp cải tạo

Yêu cầu: Tính toán đúng tình trạng kỹ thuật của lưới điện Việc tính toán đúng

tình trạng của lưới điện rất khó khăn do thiếu các cơ sở số liệu, nhất là trong vận hành, cho nên yêu cầu là tính gần đúng nhất có thể Nếu tính không đúng sẽ dẫn đến đánh giá sai lưới điện, từ đó dẫn đến tổn thất kinh tế trong vận hành cũng như quy hoạch, thiết kế

2.2 Mối quan hệ của các thông số và so sánh giữa các phương pháp đánh giá TTĐN

Để có thể tính được TTĐN có thể sử dụng các hệ số quy đổi là thời gian tổn thất công suất lớn nhất τ , hệ số tổn thất LsF hay theo phương sai dòng điện σ Tuy nhiên khi đó cần xác định quan hệ giữa các hệ số này với các đặc trưng tiêu thụ công suất của đồ thị phụ tải đã biết

2.2.1 Q uan hệ giữa thời gian TTCS lớn nhất τ và thời gian sử dụng công suất lớn nhất Tmax trong phương pháp thời gian TTCS lớn nhất

Có thể coi thời gian τ 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 chế độ vận hành của nguồn điện Trong trường hợp này công suất truyền tải trên đường dây có đồ thị biến đổi trùng với ĐTPT cuối đường dây, do đó

τ 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 τ chỉ còn phụ thuộc Tmax và được

2.1), đường cong (hình 2.2) 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

Công thức kinh nghiệm nhằm tính toán giá trị τ theo Tmax như ta đã biết công thức thường được sử dụng trên thực tế là (1.16) và (1.17):

τ = (0,124 + Tmax.10-4)2.8760 (h) max

2 max

Ngoài ra, theo quy trình tính toán tại Liên Xô (cũ), τ còn có thể tra gần đúng theo đồ thị quan hệ τ = f(Tmax,cosφ) với mỗi giá trị cosφ cụ thể của phụ tải, như trên hình 2.2 (theo [2])

Hình 2.1 Đồ thị τ = f(T max )

Trong một số tài liệu ([2]), giá trị τ còn có thể cho dưới dạng bảng theo Tmax

như trong bảng 2.1

B ảng 2.1 Bảng tra quan hệ giữa T max và τ

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:

nam (t) max (t)

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