Nghiên cứu các phương pháp tính toán tổn thất điện năng, đánh giá chất lượng điện năng tỉnh thái nguyên, đề xuất các phương án cải tạo và nâng cấp lưới điện trung áp tỉnh Thái Nguyên

Nội dung chính của luận văn là tìm ra những phương pháp tính toán tổn thất phù hợp với LĐPP tỉnh Thái Nguyên. Qua đó đánh giá chung về tổn thất điện năng và chất lượng điện năng trên địa bàn tỉnh. Đồng thời đề xuất một số phương án cải tạo và nâng cấp những lộ đường dây điển hình về tổn thất cao và chất lượng 5 điện năng không đảm bảo nhằm giảm tổn thất điện năng và nâng cao chất lượng điện năng của tỉnh Thái Nguyên.

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI

-

Nguyễn Minh Hải

NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG, ĐÁNH GIÁ CHẤT LƯỢNG ĐIỆN NĂNG TỈNH THÁI NGUYÊN, ĐỀ XUẤT CÁC PHƯƠNG ÁN CẢI TẠO VÀ NÂNG CẤP LƯỚI ĐIỆN

TRUNG ÁP TỈNH THÁI NGUYÊN

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện hướng Hệ thống điện

LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT ĐIỆN

NGƯỜI HƯỚNG DẪN: PGS.TS Trần Bách

Hà Nội – 2014

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của bản thân Các nghiên cứu và kết quả được trình bày trong luận án là trung thực và chưa từng được công bố trong bất kỳ một bản luận văn nào trước đây

Tác giả luận văn

Nguyễn Minh Hải

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT

LF Load Factor (Hệ số phụ tải)

LsF Loss Factor (Hệ số tổn thất)

LĐPP Lưới điện phân phối

LĐTT Lưới điện truyền tải

MBA Máy biến áp

TBA Trạm biến áp

TTCS Tổn thất công suất

TTĐN Tổn thất điện năng

NỘI DUNG LUẬN VĂN

1

MỤC LỤC

PHẦN MỞ ĐẦU 3

CHƯƠNG I 6

GIỚI THIỆU VỀ LƯỚI ĐIỆN TỈNH THÁI NGUYÊN, THỰC TRẠNG SỬ DỤNG ĐIỆN NĂNG CỦA TỈNH THÁI NGUYÊN 6

1.1Giới thiệu về lưới điện tỉnh Thái Nguyên 6

1.1.1 Nguồn điện: 6

1.1.2 Lưới điện 7

1.2 Đánh giá hiện trạng sử dụng điện năng lưới điện tỉnh Thái Nguyên 8

CHƯƠNG II 11

NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CHO LĐPP TỈNH THÁI NGUYÊN 11

2.1 Cơ sở tính toán TTĐN trên lưới điện 11

2.2 Một số phương pháp gần đúng tính toán TTĐN cho lưới điện 13

2.2.1 Phương pháp Phương sai dòng điện σ2 13

2.3.2 Phương pháp hệ số tổn hao điện năng 20

2.3.3 Xác định tổn thất điện năng theo cường độ dòng điện thực tế 23

2.3.4 Xác định tổn thất điện năng theo đồ thị phụ tải 24

2.3.5 Xác định tổn thất điện năng theo thời gian tổn thất công suất cực đại 26

2.3.6 Xác định tổn thất điện năng theo dòng điện trung bình bình phương 29

2.4 Nhận xét về các phương pháp tính tổn thất điện năng 31

2.5 Lựa chọn phương pháp tính toán tổn thất điện năng cho lưới điện phân phối tỉnh Thái Nguyên 32

CHƯƠNG III: 37

ỨNG DỤNG TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH THÁI NGUYÊN 37

3.1 Đánh giá hiện trạng tổn thất điện năng lưới điện phân phối tỉnh Thái Nguyên 37 3.1.1 Hiện trạng 37

3.1.2 Nguyên nhân 37

3.1.3 Nhận định những đường dây có tổn thất kỹ thuật lớn 38

3.2 Ứng dụng tính toán tổn thất điện năng của lộ đường dây 971-TG Phú Bình 40

3.2.1 Xây dựng đồ thị phụ tải mùa đông 40

3.2.2 Xây dựng đồ thị phụ tải mùa hè 42

3.2.3 Xây dựng đồ thị phụ tải năm 44

3.2.4 Tính toán hệ số cos của lộ: 46

2

3.2.5 Tổn thất trong máy biến áp tiêu thụ lộ 971-TG Phú Bình 47

3.2.5 Tổn thất trên đường dây của lộ 971-TG Phú Bình 52

CHƯƠNG IV 58

ĐÁNH GIÁ CHẤT LƯỢNG ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH THÁI NGUYÊN 58

4.1 Lý thuyết chung về chất lượng điện năng và điều chỉnh chất lượng điện năng: 58 4.1.1 Chất lượng điện năng 58

4.1.2 Độ lệch điện áp 59

4.2 Đánh giá chất lượng điện năng lưới điện có cấp điện áp định mức 10 kV 60

4.3 Đánh giá chất lượng điện năng lưới điện có điện áp định mức 22 kV 62

4.3.1 Thông số các máy biến áp của lộ đường dây 471 – E6.6: 62

4.3.2 Công suất tính toán và tổn thất điện của lộ đường dây 471 – E6.6 63

4.3.3 Tổn thất trên đường dây của lộ 471-E6.6 65

4.4 Đánh giá chất lượng điện năng lưới điện có điện áp định mức 35 kV 68

4.4.1 Thông số các máy biến áp của lộ 376-E6.3: 69

4.4.2 Công suất tính toán của các trạm trong lộ 376-E6.3: 71

4.4.3 Tổn thất trên đường dây của lộ 376-E6.3 74

CHƯƠNG V 79

ĐỀ XUẤT CÁC BIỆN PHÁP CẢI TẠO VÀ NÂNG CẤP 79

5.1 Các nguyên nhân gây tổn thất công suất và tổn thất điện năng trên lưới điện 79 5.1.1.Tổn thất kỹ thuật: 79

5.1.2.Tổn thất phi kỹ thuật: 80

5.2 Đề xuất các biện pháp cải tạo và nâng cấp lưới điện phân phối tỉnh Thái Nguyên: 81

5.2.1 Nâng cao điện áp định mức: 81

5.2.3 Biện pháp cải tạo dây dẫn: 84

5.2.3 Thay thế các MBA quá tải: 87

5.3 Đề xuất một số biện pháp lâu dài giảm tổn thất cho lưới điện phân phối tỉnh Thái Nguyên 90

5.3.1 San phẳng đồ thị phụ tải 90

5.3.2 Cân bằng tải giữa các pha 91

5.3.3 Bù công suất phản kháng tại các phụ tải điện, trạm biến áp và trên đường dây nhằm nâng cao hệ số cos 91

5.4 Nhận xét 93

KẾT LUẬN 95

Vì vậy luận văn em lựa chọn đề tài “ Nghiên cứu các phương pháp tính toán tổn thất điện năng, đánh giá chất lượng điện năng tỉnh Thái Nguyên Đề xuất các phương án cải tạo và nâng cấp lưới điện trung áp tỉnh Thái Nguyên” Nhằm mục đích giải quyết những vấn đề trên

Mục đích nghiên cứu của luận văn, đối tượng, phạm vi nghiên cứu

Tìm hiểu thông tin về dữ liệu tổn thất điện năng và chất lượng điện năng hiện

nay trong lưới điện tỉnh Thái Nguyên cũng như ảnh hưởng của chúng đến sự phát triển kinh tế trên địa bàn tỉnh Thái Nguyên

Tìm hiểu, đánh giá các phương pháp và quy trình tính toán tổn thất điện năng kỹ thuật hiện có và lựa chọn phương pháp phù hợp ứng dụng vào tính toán lưới điện phân phối tỉnh Thái Nguyên Phân tích các nguyên nhân và đề ra những biện pháp cải tạo và nâng cấp một một số lộ đường dây trung áp tỉnh Thái Nguyên, đồng thời tính toán, so sánh trước và sau cải tạo cho mỗi phương án

Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài

Đánh giá được tổn thất điện năng và tối ưu hóa lưới điện trên cơ sở điện năng tổn thất dự kiến là một trong những yêu cầu cần thiết trong các công tác vận hành,

4

quy hoạch thiết kế và quản lý lưới điện tỉnh Thái Nguyên Các phương pháp và quy trình tính toán đánh giá tổn thất điện năng kỹ thuật trong lưới điện Thái Nguyên hiện nay chủ yếu dựa trên cơ sở lý thuyết tính toán và số liệu thống kê theo kinh nghiệm của nước ngoài, do đó còn rất nhiều hạn chế cũng như chưa thể có căn cứ để quyết định độ chính xác đối với điều kiện lưới điện Thái Nguyên Vì vậy việc xây dựng phương pháp tính tổn thất điện phù hợp với điều kiện thực tế có ý nghĩa rất quan trọng và cần thiết

Luận văn thực hiện các tính toán so sánh nhằm kiểm nghiệm một số bước tính toán cũng như kết quả tính toán theo các quy trình chuẩn khi tính tổn thất điện năng Kết quả được sử dụng để so sánh là xử lý từ số liệu điện năng tiêu thụ thực của lưới điện tỉnh Thái Nguyên gần đây Qua đó nhằm đưa ra một đánh giá về các quy trình

và phương pháp đang được sử dụng rộng rãi cũng như đề xuất phương pháp tính toán phù hợp để tính tổn thất điện năng hiện nay

Phương pháp nghiên cứu:

Tìm hiểu và nghiên cứu các phương pháp tính toán tổn thất điện năng hiện có Qua đó đánh giá so sánh và lựa chọn phương pháp tính tổn thất điện năng theo thời gian tổn thất công suất cực đại Và áp dụng tính toán cho một số lộ đường dây có tổn thất cao của tỉnh Thái Nguyên Sau đó so sánh với kết quả đo đếm thực tế và đưa ra những biện pháp nâng cấp và cải tạo phù hợp

Nội dung chính của luận văn :

Hiện nay LĐPP tỉnh Thái Nguyên có nhiều đường dây có tổn thất điện năng cao và chất lượng điện năng ngày một giảm sút so với yêu cầu ngày càng cao của phụ tải trên địa bàn tỉnh, chủ yếu tồn tại ở những đường dây và MBA vận hành lâu năm và có cấp điện áp trung áp thấp như 6 kV và 10 kV

Vì vậy nội dung chính của đề tài là tìm ra những phương pháp tính toán tổn thất phù hợp với LĐPP tỉnh Thái Nguyên Qua đó đánh giá chung về tổn thất điện năng và chất lượng điện năng trên địa bàn tỉnh Đồng thời đề xuất một số phương án cải tạo và nâng cấp những lộ đường dây điển hình về tổn thất cao và chất lượng

CHƯƠNG I: GIỚI THIỆU VỀ LƯỚI ĐIỆN TỈNH THÁI NGUYÊN, THỰC

TRẠNG SỬ DỤNG ĐIỆN NĂNG CỦA TỈNH THÁI NGUYÊN

CHƯƠNG II: NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT

ĐIỆN NĂNG LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CHO LĐPP TỈNH THÁI NGUYÊN

CHƯƠNG III: TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN

PHỐI TỈNH THÁI NGUYÊN

CHƯƠNG IV: ĐÁNH GIÁ CHẤT LƯỢNG ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN

PHỐI TỈNH THÁI NGUYÊN

CHƯƠNG V: ĐỀ XUẤT CÁC PHƯƠNG ÁN CẢI TẠO VÀ NÂNG CẤP LƯỚI

ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH THÁI NGUYÊN

KẾT LUẬN CHUNG

6

CHƯƠNG I GIỚI THIỆU VỀ LƯỚI ĐIỆN TỈNH THÁI NGUYÊN, THỰC TRẠNG SỬ

DỤNG ĐIỆN NĂNG CỦA TỈNH THÁI NGUYÊN

1.1 Giới thiệu về lưới điện tỉnh Thái Nguyên

1.1.1 Nguồn điện:

1.1.1.1 Nhà máy điện:

Nhà máy nhiệt điện Cao Ngạn (mới), công suất (2x57,4 MVA)

Nhà máy thủy điện Hồ Núi Cốc, công suất lắp máy là 1,89 MW gồm 3 tuabin thủy lực, công suất mỗi máy là 630kW, mỗi năm sản xuất được hơn 8 triệu kWh

1.1.1.2 Các trạm nguồn từ lưới quốc gia:

Tỉnh Thái Nguyên hiện tại được cấp từ lưới điện quốc gia & điện Trung Quốc thông qua trạm biến áp Thái Nguyên 220/110/22 kV - (2x250 MVA) & 110/35/22 kV - (2x63 MVA) tại thành phố Thái Nguyên Trạm 220kV Thái Nguyên nhận điện từ lưới điện quốc gia bằng các đường 171 & 172 nối trạm 220 kV Sóc Sơn, 173 nối với Thác bà, 175 & 176 lấy điện từ nhà máy nhiệt điện Cao Ngạn Nhận điện của Trung Quốc thông qua đường dây 220 kV 272 (Thái Nguyên - Hà Giang) vào máy biến áp AT2 Trạm 220 kV Thái Nguyên ngoài việc cung cấp điện cho tỉnh Thái Nguyên còn cung cấp cho một số tỉnh lân cận như Bắc Kạn, Cao Bằng Từ thanh cái 110kV có 6 xuất tuyến:

+ Lộ 171: Thái Nguyên - Sóc Sơn, AC-400 & AC-85, dài 39,25 km

+ Lộ 172: Thái Nguyên - Gò Đầm, AC-400, dài 28,46 km

+ Lộ 173: Thái Nguyên - Tuyên Quang, AC-185, dài 90 km trong đó điện lực Thái Nguyên quản lý 56 km

+ Lộ 174: Thái Nguyên - Cao Bằng, AC-185, dài 82,2 km

+ Đường dây 110kV Sóc Sơn - Gò Đầm, dài 22 km, dây dẫn AC-185

+ Lộ 177 E6.2 – Quang sơn : Đường trục AC 185 dài 17,1 km

+ Lộ 178 E6.2 – Quang sơn : Đường trục AC 185 dài 17,1 km

 Đường dây 171 E6.2-174 E1.19 : Đường trục AC-400 dài 39,258 km

 Đường dây 172 E6.2 – 175 E1.19 : Đường trục AC-400 – 43,179 km

 Đường dây 172 E6.19 – DCL 172-7 E6.3 : Đường trục AC 185- 24,7 km

 Đường dây 173 E6.2 cột 148 : Đường trục AC 185 dài 48,12 km

 Đường dây 174 E6.2 cột 104 : Đường trục AC 185 dài 20,91 km

 Đường dây 177 E6.2 – Quang sơn : Đường trục AC 185 dài 17,1 km

 Đường dây 178 E6.2 – Quang sơn : Đường trục AC 185 dài 17,1 km

 Lưới 35kV bao gồm các lộ 35 kV sau các trạm 110 kV, hiện tại lưới 35 kV đã phủ khắp các huyện của tỉnh

 Lưới 22 kV hiện có chủ yếu tập trung ở Thành phố Thái Nguyên & thị xã Sông Công Tại khu vực Thành phố Thái Nguyên có 4 xuất tuyến 22 kV sau trạm 110 kV Đán, 2 xuất tuyến 22 kV sau trạm 220 kV Thái Nguyên & 3xuất tuyến sau trạm Lưu Xá Tại khu vực thị xã Sông Công có 4 xuất tuyến 22 kV

đi Phú Lương

 Lưới 10 kV hiện có ở hầu hết các huyện, sau các BA trung gian 35/10 kV Phố

Cò (huyện Phổ Yên), các trung gian Phú Bình (huyện Pú Bình), TG Phú Lương (huyện Phú Lương), TG Quán Vuông (huyện Định Hoá), TG Đại Từ (huyện Đại Từ), TG Võ Nhai (huyện Võ Nhai)

 Lưới 6 kV còn có ở một số huyện: huyện Phú Lương (còn 1 lộ 667), thị xã Sông Công (một số xuất tuyến 6 kV sau trạm 110 kV Gò Đầm), huyện Phổ Yên (Sau TG Vòng Bi)

8

1.1.2.2 Các trạm biến áp

- Trạm 220 kV Thái Nguyên : có 4 lộ 110 kV, công suất Sđm = 626 MVA Gồm 2

máy AT1, AT2 có Sđm = 2x250 MVA điện áp định mức 220/110/22 kV Và 2 Máy

T3,T4 có Sđm = 2x63 MVA điện áp định mức 110/35/6 kV

- Trạm 110 kV Lưu Xá (E6.5) : 3 lộ 35 kV, 3 lộ 22 kV, có 1 máy T1 Sđm = 40

MVA điện áp định mức 110/35/22 kV

- Trạm 110 kV Đán (E6.4 :) Có 4 lộ 22kV, Sđm = 2x25 MVA, Uđm= 110/22 kV

- Trạm 110 kV Gò Đầm (E6.3) gồm 3 lộ 35 kV, 4 lộ 22 kV, 8 lộ 6 kV có

Sđm = 136,5 MVA, có 2 MBA T1,T2 có Sđm = 2x63 MVA Uđm= 110/35/22 kV và

một MBA T3 có Sđm = 10,5 MVA Uđm= 35/6 kV

- Trạm 110 kV Gia Sàng (E6.1) : Sđm = 70 MVA Uđm= 110/35/6 kV Gồm MBA

T1 có Sđm = 50 MVA, MBA T2 Sđm = 20 MVA

- Trạm Phú Lương (E6.6): 2 lộ 35 kV có một MBA T1 Sđm = 25 MVA, có điện áp

Uđm= 110/35/22 kV

- Trạm Sông Công (E6.7) : Gồm 2 lộ 35 kV, có 1 MBA T1 với Sđm = 40 MVA, có

điện áp Uđm= 110/35/22 kV

- Trạm Gang thép (E6.9) : Gồm 2 lộ 35 kV, 2 lộ 6 kV có 2 MBA T1, T2 với công

suất mỗi máy Sđm = 63 MVA, có điện áp Uđm= 110/35/6 kV

- Trạm Quang Sơn (E6.8) : Gồm 2 lộ 35 kV, 2 lộ 6 kV có 2 MBA T1,T2 với

Sđm = 2x25 MVA, có điện áp Uđm= 110/35/6 kV

- Trạm Yên Bình (E6.13) : Gồm 2 lộ 35 kV, 2 lộ 22 kV có 2 MBA T1,T2 với

Sđm = 2x63 MVA, có điện áp Uđm= 110/35/22 kV

- Trạm XM Quán Triều (E6.11) : Gồm có 1 Lộ 6 kV có 2 MBA T1,T2 với

Sđm = 2x20 MVA, có điện áp Uđm= 110/6 kV, trong đó T2 chưa sử dụng

- Trạm Núi Pháo (E6.12) : Gồm 2 MBA T1,T2 có Sđm = 2x40 MVA, có điện áp

Uđm= 110/35/10 kV

1.2 Đánh giá hiện trạng sử dụng điện năng lưới điện tỉnh Thái Nguyên

- Trong 3 năm qua từ 2011 đến 2013 điện năng thương phẩm của tỉnh có

mức tăng trưởng bình quân 16,53%/năm, trong khi tốc độ tăng trưởng điện thương

9

phẩm dự báo 2010 - 2015 trong đề án quy hoạch là 12,0%/năm Năm 2013 điện thương phẩm đạt 1.599,95 tr KWh, tăng 6,86% so với năm 2012, tỷ lệ tổn thất 5,91%, giảm 0,4% so với kế hoạch giao; giá bán bình quân 1.374,01 đ/KWh, tăng 119,68đ/kWh so với năm 2012, tổng doanh thu 2.202,77 tỷ đồng, tăng 16,98% so với năm 2012 Pmax đạt 283 MW Tốc độ tăng điện thương phẩm bình quân từ 2011

- 2013 là 16,53%/năm trong khi tốc độ tăng trưởng bình quân GDP giai đoạn 2011 - 2013là 5,42%/năm Được đánh giá là phù hợp trong đề án quy hoạch, dự báo điện năng thương phẩm năm 2014 là 1710,3 triệu kWh Như vậy, về điện năng thương phẩm thực tế cao hơn so với số dự báo trong đề án quy hoạch

Hình 1.1: Biểu đồ phụ tải năm của tỉnh Thái Nguyên năm 2013

Biểu đồ phụ tải cực đại các tháng của năm 2013 cho thấy phụ tải cực đại của năm rơi vào tháng 12, tháng 10,11 cũng là những tháng có phụ tải cực đại tương đối cao vì trong biểu đồ phụ tải tỉnh Thái Nguyên, biểu đồ phụ tải của thành phần Công nghiệp đóng vai trò chủ yếu & những tháng cuối năm sản lượng sản xuất thường cao hơn những tháng khác

Biểu đồ phụ tải tỉnh Thái Nguyên năm 2013

10

Biểu đồ phụ tải ngày điển hình của Thái Nguyên cho thấy phụ tải cực đại ngày rơi vào 18-19 h (cao điểm tối) là thời điểm nhu cầu sử dụng điện cho chiếu sáng sinh hoạt & các thiết bị gia dụng rất lớn tròn các hộ dân cư Phụ tải cực tiểu rơi vào ban đêm (0-1 giờ đêm) Chênh lệch giữa cao / thấp điểm (Pmax/Pmin) trong biểu

đồ ngày điển hình của toàn tỉnh là 2,0 lần, điều này cho thấy điện năng tiêu thụ của thành phần phụ tải công nghiệp chiếm tỷ trọng lớn hơn nhiều so với các thành phần phụ tải khác nên biểu đồ phụ tải ngày đêm của tỉnh Thái Nguyên ít nhọn hơn so với các tỉnh khác

Hình 1.2: ĐTPT ngày điển hình của tỉnh Thái Nguyên

24

11

CHƯƠNG II NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN

NĂNG CHO LĐPP TỈNH THÁI NGUYÊN

2.1 Cơ sở tính toán TTĐN trên lưới điện

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

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

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

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:

Hình 2.1 Sơ đồ xác định tổn thất điện năng trên lưới điện bằng thiết bị đo

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

ΔAΣ = AN - AG = 1700,3.106 – 1599,95.106 = 100,35.106 (kWh)

13

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

Từ đó ta có một số nhận xét về cách xác định tổng TTĐN trong lưới điện bằng các

thông số đo lường như sau:

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

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

số liệu, nhất là đối với LPP trung áp

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

2.2.1 Phương pháp Phương sai dòng điện σ 2

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

∆A=3R  

t

dt i

0

3 2

10

Do khi tính toán t 

dt i

0

3 2

10 gặp nhiều khó khăn cho nên một số nước trên thế giới đã biến đổi từ công thức (2.3) sang những công thức đơn giản hơn, và chủ yếu là sử dụng công thức kinh nghiệm do thống kê tính toán

Ta thấy trong công thức (2.3) nếu ta coi trên lưới điện truyền tải liên tục một dòng Itbbp và gây ra tổn thất năng lượng bằng tổn thất thực tế do truyển tải một dòng điện i gây ra thì ta có thể dựa vào dòng điện trung bình bình phương để tính tổn thất

điện năng Khi đó có thể viết lại công thức (2.3) thành

A 3

0 2

D(i) = i2

tbbp – 2i2

tb + i2

tb = i2 tbbp – i2

tb

i2 tbbp = i2

tb + D(i) = i2

imin = itb - 3σ ≤ i ≤ itb + 3σ = imax (2.8) Vậy từ biểu thức ta có thể tính σ theo imax hoặc imin nhưng trong quá trình tìm hiểu và khảo sát thông kê với một số lưới đơn giản thì tác giả thấy rằng để tăng sự chính xác khi tính σ nên kết hợp cả dòng imax và imin Công thức tính σ gần đúng như sau:

(2.9) Sau khi tính được σ2, thay vào trong biểu thức 2.8 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

 + 2 6

 + 2

d

 ; Tương tự: I2 = I4 + I3 + ib ; 2

2

 = 2 4

 +32+b2

I1 = I2 + ia ; 2

1

 = 2 2

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 I

i tbbpi n

kj n

j tbbpj n

tbbp

S

P I

U I

R

1

2 3

2 1

2 2

1

(2.11)

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

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

Un – điện áp định mức của mạng phân phối

Để có thể có những kết luận về mức độ chính xác của phương pháp ta tiến hành so sánh kết quả tính toán của phương pháp so với kết quả tính toán bằng giải tích được xét trong một mạng điện cụ thể như ví dụ hình 2.3 ta có :

AC-95 3Km

3Km

AC-70

AC-35 2Km

4Km

3

S 1

1 AC-35

Hình 2.3 Sơ đồ luới phân phối 10 kV

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

Bảng 2.4 : Thông số của MBA

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

17

Bảng 2.5 : Thông số của đường dây

Thời gian tính tổn thất t = 24 h Đồ thị phụ tải thanh cái A trên hình vẽ

Hình 2.4 Đồ thị phụ tải trạm 1 và trạm 4

4 8 12 16 20 24

t (h)

I (A)

0 0 10 20

40 50 60 70

30

Hình 2.5 Đồ thị phụ tải trạm 2 và trạm 3

Các phụ tải có Cos = 0,8;

5 10 15 20

I (A)

18

12- 16 55 3025 15 225 27,5 756,25 12,5 156,25 16-20 50 2500 7,5 56,25 25 625 17,5 306,25 20-24 35 1225 10 100 17,5 306,25 7,5 56,25

i j

I

I P

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

- Năng lượng tiêu thụ của toàn mạng:



100 = 100

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



8,236025

33,

48 2

2 2

12,52015(10

7,5-

20 2



19

4,19334,475,

13 2

2 2 1 2

4 2

1512,5 10(7,5

7,5-

I = 24,1662 + 4,31 + l,56 =589,9 (A2)

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

2

10

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

20

Qua ví dụ ta nhận thấy phương pháp cho ta kết quả tính tổn thất nhanh chóng nếu ta thu thập được điện năng tiêu thụ của các trạm biến áp và điện năng cung cấp

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

và nghiên cứu thêm để phương pháp này phù hợp hơn do tính chất của LĐPP ở Việt Nam nói chung và LĐPP tỉnh Thái Nguyên nói riêng còn nhiều phức tạp

Trong quá trình thu thập số liệu, để đảm bảo cho kết quả của tính toán được chính xác, ta cần phải lấy được số liệu về năng lượng tiêu thụ trong cùng một thời điểm tính tổn thất

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

2.3.2 Phương pháp hệ số tổn hao điện năng:

Xét đồ thị I2 trên hình 2.5 còn có thể hiểu là sự thay đổi của tổn thất công suất tác dụng ΔP theo thời gian trên đường dây nối với hộ phụ tải đã cho

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

8760 0

2

tbt

t dt R I I

R

dt I I

t tb



 (2.14) Nếu nhân và chia vào công thức tính (2.14) I2

max ta có 8760

8760 3 R.8760

max

2 2

max

2

P

P I

A P

(2.18)

T P

A P

1

n 2 n 1

2 2 1 2 1 tbbp1

2

t

t t

.t I

.t I t I I

2500 4

3025 4

4225 2500.4

= 207,36 A2

22

58 , 0 4225

25 , 2450

56 , 115

2 max

56 , 612

4 2

4 max

Mặt khác :

T P

A P

Với T = 24h ta có : ΔPmax=3.R.I2

i

I

I P t



100 =

16641

461 , 687

= 4,11%

Nếu lấy phương pháp giải tích làm chuẩn thì sai số tương đối của phương pháp

giải tích so với phương pháp này là:

48 , 710

461 , 687 48 ,

710 



Như vậy phương pháp này cho độ sai khác nhỏ với phương pháp giải tích và

sự sai khác giữa hai phương pháp là đảm bảo ( < 5%)

Nhận xét:

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

23

Công thức kinh nghiệm để tính LsF = f(LF) (2.20) cũng dựa trên việc đánh giá và thống kê phụ tải

2.3.3 Xác định tổn thất điện năng theo cường độ dòng điện thực tế

Tổn thất điện năng trong mạng điện phân phối chủ yếu là tổn thất tỷ lệ với bình phương dòng điện chạy trong mạng và được xác định theo biểu thức:

3 T

0

2

t.dt.10I

3R



∆A - Tổn thất điện năng trong mạng điện 3 pha

It – Dòng điện chạy trong mạng, A

R - Điện trở của mạng,Ω

T – Thời gian khảo sát, h

Trở lại với ví dụ sơ đồ lưới điện hình 2.3 ta có :

Ta tính được tổn thất trên các đoạn đường dây theo (2.21) ta có :

T

0

2 t 1 -

3 T

0

2 t 2

0

2 t 3

0

2 t 4

24

Tổn thất trong các MBA là : ΔAba = P t

m

i j

i j

I

I P

Thay số vào ta được :

ΔAba = 401,48 (kWh); ΔAΣ = ΔAdd + ΔAba = 698,662 (kWh)

.100 = 4,21 %

Nếu lấy phương pháp giải tích làm chuẩn thì sai số tương đối của phương pháp

giải tích so với phương pháp này là:

48 , 710

662 , 698 48 ,

Nếu ta xây dựng được đường cong bình phương cường độ dòng điện thực tế

thì phương pháp này cho kết quả chính xác

*Nhược điểm:

Trong thực tế cường độ dòng điện luôn biến đổi, nó phụ thuộc vào rất nhiều yếu tố Vì vậy xác định tổn thất điện năng theo công thức (2.21) là rất phức tạp

2.3.4 Xác định tổn thất điện năng theo đồ thị phụ tải

Để khắc phục sự phức tạp của việc xác định cường độ dòng điện thực tế, ta có thể xác định tổn thất điện năng theo đồ thị phụ tải bằng cách biểu diễn sự biến thiên của bình phương cường độ dòng điện hoặc công suất theo thời gian I2 = f(t) hoặc S2

= f(t) Khi đó tổn thất điện năng ∆A được xác định theo công thức:

2 t

0

2 t t

0

2

tU

tQdttU

tPRdtSRdtI3R

25

Để xác định được tổn thất điện năng thực tế với giả thiết trong khoảng thời

gian ∆t ta coi giá trị dòng điện hay công suất là không đổi và coi điện áp bằng điện

áp định mức đồng thời bằng cách bậc thang hoá đường cong ta xác định được lượng

điện năng tổn thất

  i n

i

i i H

n

i

i t H

t Q P U

R t S U

1

2 2 2

1

2

Với n là số bậc thang của đồ thị phụ tải

Phương pháp xác định này tuy đơn giản nhưng đòi hỏi phải có đồ thị phụ tải

mà không phải bao giờ cũng có thể xây dựng được ở tất cả các điểm nút cần thiết

Xét ví dụ hình 2.4 ở trên ta có :

Từ dữ liệu trên ta xây dựng được đồ thị phụ tải năm theo phương pháp khoảng

thời gian lần lượt như sau:

605 , 5 4 865 4 1124 , 5 4 951 , 5 4 865 4 605 , 5 410

10 33 , 0 3

3

1

2 2 1

t S U

R

A

= 174,222 kWh

129 , 8 4 173 4 216 , 3 4 259 , 5 4 129 , 8 4 173 410

10 85 , 0 3

3

1

2 ) 2 ( 2

t S U

R

A

= 20,792 kWh

302 , 8 4 432 , 5 4 562 , 3 4 475 , 8 4 432 , 5 4 302 , 8 410

10 46 , 0 2

3

1

2 ) 3 ( 2 3



n i

i t H

t S U

R

A

= 40,634 kWh

173 4 259 , 5 4 346 4 216 , 3 4 302 , 8 4 129 , 8 410

10 85 , 0 4

2 3

1

2 ) 4 ( 2 4



n i

i t H

t S U

i j

I

I P

= 4,14 %

Nếu lấy phương pháp giải tích làm chuẩn thì sai số tương đối của phương pháp

giải tích so với phương pháp này là:

48 , 710

649 , 686 48 ,

Công thức tính toán đơn giản

Dựa vào đồ thị phụ tải năm ta có thể xác định tổn thất điện năng trong năm

2.3.5 Xác định tổn thất điện năng theo thời gian tổn thất công suất cực đại

Đây là phương pháp đơn giản và sử dụng thuận tiện nhất Trong các trạng thái, ta chọn trạng thái có ΔP lớn nhất và tính tổn thất ở trạng thái này, tổn thất tương đương gây ra bởi dòng điện cực đại chạy trong mạng với thời gian tổn thất cực đại theo công thức:

∆A = 3I2

max.R.10-3τ = ΔPmax.τ (2.24) Trong đó: Imax – Dòng điện cực đại chạy trong mạng, A

τ – Là thời gian tổn thất công suất cực đại, tức là nếu mạng điện liên tục tải Imax hay Pmax thì sẽ gây ra tổn thất năng lượng trong mạng vừa đúng bằng tổn thất trên thực tế

T

0 2 max

2 t 2

1 I

dt I P

dt t P

τ       (h) (2.25)

Và τ không phải bao giờ cũng có thể xác định được một cách dễ dàng, do đó trong thực tế khi không có đồ thị phụ tải người ta áp dụng một số công thức thực nghiệm để tính τ một cách gần đúng theo những công thức sau:

τ = (0,124 + Tmax.10-4)2.8760 (h) (2.26)

2

max min

max

min max

max max

P

P 1 P

2P T

T 1

T T T

Pmax= 3.U đm.Imax.Cos = 3.65.10.0,85 = 955,825 kW

Pmin= 3 U đm.Imin.Cos = 3.35.10.0,85 = 514,625 kW

16641

= 17,41 h

2

max min

max

min max

max max

P

P1P

2PT

T1

TTT

955,825

2.514,625 24

17,41 1

17,41 24

i j

I

I P

.100= 4,23 %

Nếu lấy phương pháp giải tích làm chuẩn thì sai số tương đối của phương

pháp giải tích so với phương pháp này là:

100 48 , 710

602 , 703 48 ,

- Tính toán đơn giản

- Giá trị Imax hay Pmax xác định được nhờ khảo sát và đo đếm

- Nếu một đường dây cấp điện cho các trạm tiêu thụ có tính chất giống nhau thì khối lượng đo đếm không lớn

- Cho biết tình trạng làm việc của toàn lưới, xác định được phần tử nào làm việc không kinh tế

* Nhược điểm:

29

Việc xác định chính xác giá trị τ rất khó nếu không có đồ thị phụ tải

Khi không có đồ thị phụ tải ta phải xác định τ theo Tmax thông qua các công thức thực nghiệm dẫn đến kết quả tính toán có sai số khá lớn

Trên lưới điện có nhiều phụ tải để xác định được giá trị của τ ứng với nhiều phụ tải sẽ tốn rất nhiều công sức và thời gian

2.3.6 Xác định tổn thất điện năng theo dòng điện trung bình bình phương

Trên đồ thị biểu diễn bình phương dòng điện phụ tải với thời gian, ta dựng một hình chữ nhật có đáy là 8760 h và có diện tích bằng diện tích giới hạn bởi đường cong i2(t) và các trục toạ độ thì chiều cao của hình chữ nhật gọi là dòng điện trung bình bình phương kí hiệu là Itbbp

Theo đồ thị ta có:

.87603RI

dti3R

tbbp 8760

8760

τI8760

dti

2 max 8760

0 2

Nếu thời gian truyền tải hàng năm là T khi đó:

T

dtiI

8760 0 2

S R t U

S

t U

S t U

S

H

2 tbbp n

2 H

n 2

2 H

2 1 2 H

Trong đó: S1, S2, S3 - Là công suất truyền tải ứng với thời gian τ1, τ2, τ3

Stbbp – Là công suất trung bình bình phương

Nếu đồ thị phụ tải có dạng bậc thang thì dòng điện trung bình bình phương được xác định như sau :

n 2

1

n 2 n 1

2 2 1 2 1 tbbp

t

tt

.tI

.tI.tII

30

Với thời gian khảo sát t1 + t2 + … + tn = T

Cũng với ví dụ hình 2.3 ở trên ta có : Thời gian xét T=24h

Ta tính được tổn thất trên các đoạn đường dây theo (2.30) ta có :

Itbbp1 =

24

4.12254

.25004

.30254

.42252500.4

= 14,4 A Với thời gian T = 24h

i j

I

I P

.100 = 4,12 %

Nếu lấy phương pháp giải tích làm chuẩn thì sai số tương đối của phương

pháp giải tích so với phương pháp này là:

100 48 , 710

689 , 686 48 ,

2.4 Nhận xét về các phương pháp tính tổn thất điện năng

Từ nội dung của các phương pháp ta có một số nhận xét về mỗi phương pháp như sau:

+ Đối với biện pháp sử dụng các thiết bị đo đếm:

Nếu dựa vào các chỉ số công tơ đo điện năng tiêu thụ tại các trạm tiêu thụ đem

so sánh với chỉ số công tơ ở đầu đường dây thì cho ra kết quả có sai số rất lớn do không thể lấy đồng thời các chỉ số công tơ đặt tại các điểm này Ngoài ra còn một

số nguyên nhân khác như nhiều điểm tải còn thiếu các thiết bị đo hoặc thiết bị đo không phù hợp với phụ tải, số chủng loại đồng hồ đo rất đa dạng với nhiều mức sai

số khác nhau,…

Không chỉ ra được các thời điểm cực đại và cực tiểu của phụ tải từ đó không đưa ra biện pháp giảm tổn thất

+ Xác định tổn thất điện năng theo dòng điện thực tế : Lại gặp nhiều khó

khăn do dòng điện luôn luôn biến đổi phụ thuộc vào nhiều yếu tố do đó việc xác định tổn thất điện năng theo phương pháp này là rất phức tạp

+ Phương pháp điện trở đẳng trị tuy có đơn giản : Dễ tính toán nhưng nếu sử

dụng phương pháp này để tính cho lưới phức tạp thì lại gặp khó khăn trong xác định điện trở đẳng trị do phụ thuộc vào dòng điện thực tế chạy trong các nhánh dây

+ Xác định tổn thất điện năng theo đồ thị phụ tải : Phương pháp này tuy có đơn

giản nhưng để xác định được tổn thất điện năng theo phương pháp này ta phải giả thiết trong khoảng thời gian Δt ta coi giá trị dòng điện hay công suất là không đổi và coi điện

áp bằng điện áp định mức, do đó kết quả tính toán có sai số lớn Tuy nhiên nếu có đường

32

cong biểu diễn cường độ dòng điện ta cũng có thể lấy tích phân hàm biểu diễn và kết quả tính được chính xác

+ Xác định tổn thất điện năng theo đặc tính xác suất của phụ tải

Ta đã biết phụ tải điện là đại lượng ngẫu nhiên, chịu tác động của nhiều yếu tố

do đó tổn thất điện năng cũng là đại lượng ngẫu nhiên vì vậy khi tính toán ta có thể sử dụng phương pháp xác suất thống kê để tính Nhưng trong thực tế để áp dụng phương pháp này ta phải đánh giá xem phụ tải điện có tuân theo quy luật hàm phân phối chuẩn hay không, nếu phụ tải điện không tuân theo quy luật hàm phân phối chuẩn thì sai số của phương pháp sẽ lớn

+ Tính tổn thất điện năng theo phương pháp thời gian tổn thất công suất cực đại τ : Phương pháp này có ưu điểm là có thể xác định các thông số tính toán

một cách dễ dàng và khối lượng đo đếm không lớn, đặc biệt tính theo phương pháp này còn xác định được tình trạng làm việc của các phần tử Tuy nhiên, khi không có

đồ thị phụ tải thì thời gian tổn thất công suất cực đại phải xác định thông qua Tmax

bằng các công thức thực nghiệm Vì vậy, kết quả tính được có sai số lớn

2.5 Lựa chọn phương pháp tính toán tổn thất điện năng cho lưới điện phân phối tỉnh Thái Nguyên

Theo phân tích về ưu nhược điểm của các phương pháp ở trên Ta thấy rằng các phương pháp trên đều cho ra kết quả gần đúng Nhưng với điều kiện thực tế là: thời gian thực tập ngắn, thiết bị do đếm đơn giản ta thấy rằng với lưới điện phân phối tỉnh Thái Nguyên thì phương pháp tính tổn thất điện năng theo thời gian tổn thất công suất cực đại là phương pháp phù hợp nhất

Các bước tiến hành tính toán tổn thất điện năng theo phương pháp thời gian tổn thất công suất cực đại

1/ Thu thập đồ thị phụ tải của lộ

* Xây dựng đồ thị phụ tải

Để xác định các giá trị Tmax và τmax của lộ ta xây dựng đồ thị phụ tải tại đường dây phân phối tỉnh Thái Nguyên

1 i i tb

Ptt  tb  (2.31)

n - số lần đo tối thiểu (n = 7)

β - Độ lệch chuẩn phản ánh xác suất phụ tải nhận giá trị ở lân cận kỳ vọng toán học với độ tin cậy 95% - 97% Với xác suất 95% ta lấy β = 1,7

Từ các giá trị công suất tính toán hay dòng điện ta xây dựng được đồ thị phụ tải ngày điển hình và tiến hành xây dựng đồ thị phụ tải năm

* Xác định thời gian tổn thất công suất cực đại (τ)

Dựa vào đồ thị phụ tải xây dựng được ở đầu đường dây ta tính được:

max

8760

1 max

I

t I

i i

P

t P

i i

8760

1 2

max

I

t I

i

i i

max

P

t P

i

i i

2/ Xác định tổn thất công suất trong mạng

a Thu thập điện năng tại các trạm tiêu thụ

Để thu thập điện năng tiêu thụ tại các trạm ta ghi lại các chỉ số công tơ ở các trạm tiêu thụ được đo đếm hàng tháng

b Xác định điện trở đường dây

Điện trở của các đoạn dây dẫn được tính theo công thức

Trong đó: l - chiều dài đoạn dây dẫn

r0 - điện trở đơn vị của dây dẫn

c Xác định công suất cực đại của các trạm tiêu thụ

34

* Xác định hệ số Kmax

Tại trạm khảo sát ta tiến hành đo đếm các giá trị công suất trong từng giờ, tiến hành đo trong nhiều ngày, sau đó xác định công suất tính toán của trạm

Từ các giá trị trên ta xây dựng đồ thị phụ tải cho các trạm điển hình Dựa vào

đồ thị phụ tải ta xác định được công suất cực đại của trạm khảo sát

Sau khi xác định được công suất cực đại tại các trạm điển hình, ta tính được hệ số cực đại Kmax theo công thức:

tb

max max

P

P

K  (2.35) Với Ptb là công suất trung bình của trạm tiêu thụ được xác định thông qua

điện năng tiêu thụ tại trạm đó

t

A

Ptb  (kW) (2.36)

* Xác định công suất cực đại tại các trạm tiêu thụ còn lại

Để xác định công suất cực đại ở các trạm có tính chất tương tự ta sử dụng hệ

số cực đại đã xác định ở trên để tính Công suất cực đại ở các trạm được tính theo công thức: Pmax = Kmax Ptb (2.37)

d Xác định tổn thất công suất tác dụng trong máy biến áp tại các trạm tiêu thụ

và dòng điện cực đại (I max ) tại các trạm tiêu thụ

* Xác định hệ số cosφ tại các trạm tiêu thụ

Để xác định hệ số cosφ tại các trạm tiêu thụ ta tiến hành đo điện năng trong khoảng thời gian rất ngắn Áp dụng công thức

dt I

U

Ta tính được hệ số công suất

dt I U

dA

3cos (2.39)

* Tổn thất công suất tác dụng trong máy biến áp được xác định theo công thức:

2

dm

pt k 0 Cu Fe

BA

S

S.ΔPΔPΔP

35

ΔP0 - Tổn thất công suất không tải của máy biến áp, kW

ΔPk - Tổn thất ngắn mạch, kW

Spt – Công suất phụ tải, kVA

Công suất của phụ tải được tính theo công thức :

Sdm – Công suất định mức của máy biến áp, kVA

* Công suất tính toán của các trạm tiêu thụ khi xét đến tổn thất trong máy biến áp được xác định theo biểu thức Ptt = Pmax + ∆PBA

Vậy dòng điện cực đại tại các trạm tiêu thụ được xác định theo công thức

sau:



cos 3

max

U

P

e Tổng hợp phụ tải

Sau khi xác định được công suất cực đại hoặc dòng điện cực đại tại các trạm tiêu thụ ta tiến hành tổng hợp phụ tải

Để tổng hợp phụ tải ta sử dụng phương pháp hệ số đồng thời

Đối với lưới điện phân phối 6 – 35 KV khi xác định công suất tính toán tại một

điểm nút của lưới điện có sự tham gia của các trạm biến áp thì hệ số đồng thời có

thể xét theo bảng dưới đây

Khi đó công suất tính toán tại một nút Ptt = Kđt.ΣPtti

Áp dụng để tổng hợp phụ tải cho một lộ ta tổng hợp cho cho cả lộ

f Xác định tổn thất điện năng

Như đã trình bày ở trên do không thể xây dựng được đồ thị phụ tải của tất cả các trạm tiêu thụ nên ta sẽ xác định tổn thất điện năng toàn mạng với τmax không đổi được xác định tại đầu đường dây

+ Nếu đường dây có một phụ tải, tổn thất điện năng được xác định theo công thức:

3 2

max 10

3

ΔA  R I   kWh (2.43)

36

Trong đó: Imax - là dòng điện cực đại chạy trong mạng (A)

R - điện trở các đoạn dây dẫn (Ω)

+ Nếu đường dây có nhiều phụ tải thì tổn thất điện năng của cả mạng bằng tổn thất điện năng của các đoạn cộng lại

2 max 1

3

i

i I R



