Nghiên cứu các phương pháp đánh giá tổn thất điện năng trong hệ thống điện, áp dụng hiệu chỉnh hệ số tổn thất cho số liệu của lưới điện phân phối việt nam

Khi có số liệu vận hành thực tế của phụ tải lưới điện Việt Nam, hoàn toàn có thể đánh giá các phương pháp tính toán tổn thất điện năng và các hệ số quy đổi hiện đang được áp dụng.. Luận

HOÀNG DUY HƯNG

NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN,

ÁP DỤNG HIỆU CHỈNH HỆ SỐ TỔN THẤT CHO SÓ LIỆU

CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VIỆT NAM

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:

TS LÃ MINH KHÁNH

Hà Nội - 2014

LỜI CAM ĐOAN

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

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

áp dụng vào thực tiễn và dưới sự hướng dẫn khoa học của TS Lã Minh Khánh

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

Hà Nội, ngày 26 tháng 9 năm 2014

Tác giả luận văn

Hoàng Duy Hưng

CHƯƠNG I: TÌM HIỂU ĐẶC ĐIỂM VÀ ĐÁNH GIÁ KHẢ NĂNG ÁP

DỤNG CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG

CHO HỆ THỐNG ĐIỆN

10

I.2 Yêu cầu và các biện pháp làm giảm tổn thất điện năng trong lưới điện

CHƯƠNG II ĐẶC TRƯNG TIÊU THỤ ĐIỆN NĂNG CỦA PHỤ TẢI

ĐIỆN VÀ QUAN HỆ VỚI HỆ SỐ TỔN HAO TRÊN LƯỚI ĐIỆN 30

II.2 Một số đánh giá dựa trên cơ sở thống kê về quan hệ giữa hệ số tổn thất

CHƯƠNG III TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CHO CÁC

III.1 Dữ liệu tiêu thụ điện năng của các hộ tiêu thụ và đồ thị phụ tải điển

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng I.1: Thống kê tổn thất điện năng tại một số quốc gia

Bảng II.1: Bảng tra quan hệ giữa Tmax và 

Bảng II.2: Công suất phụ tải tương đối trong ngày điển hình của lưới điện Bảng II.3: Biểu thức đặc trưng của LF, LsF và τ , Tmax

Bảng III.1: Số liệu “Bán điện năng theo từng thành phần phụ tải”, Điện lực Yên

Hưng – Quảng Ninh, 2009 Bảng III.2: Hệ số tổn thất điện năng tính từ đồ thị phụ tải lưới điện Yên Hưng Bảng III.3: Đồ thị phụ tải ngày điển hình miền Bắc tháng 1 năm 2009

Bảng III.4: Công suất tương đối mỗi giờ (Kt) miền Bắc tháng 1 năm 2009

Bảng III.5: Kết quả tính Tmax, , LF, LsF miền Bắc tháng 1 năm 2009

Bảng III.6: Đồ thị phụ tải điển hình miền Trung tháng 1 năm 2009

Bảng III.7: Công suất tương đối mỗi giờ (Kt) miền Trung tháng 1 năm 2009

Bảng III.8: Kết quả tính Tmax, , LF, LsF miền Trung tháng 1 năm 2009

Bảng III.9: Đồ thị phụ tải điển hình miền Nam tháng 1 năm 2009

Bảng III.10: Công suất tương đối mỗi giờ (Kt) miền Nam tháng 1 năm 2009

Bảng III.11: Kết quả tính Tmax, , LF, LsF miền Nam tháng 1 năm 2009

Bảng III.12: Tổng hợp kết quả tính Tmax, , LF, LsF năm 2009

Bảng III.13: Kết quả đánh giá sai số cx và kn; LsFcx và LsFkn năm 2009

Bảng III.14: Kết quả đánh giá sai số cx và kn; LsFcx và LsFkn cho đồ thị phụ tải

của từng phân ngành Bảng III.15: Kết quả tính toán hiệu chỉnh hệ số k với số liệu phụ tải hệ thống

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ

Hình I.1: Sơ đồ xác định tổn thất điện năng trên lưới điện bằng thiết bị đo

Hình I.2: Đồ thị phụ tải kéo dài hình bậc thang

Hình I.3: Khái niệm dòng điện trung bình bình phương I2

tb

Hình II.1: Đồ thị phụ tải ngày đêm

Hình II.2: Đồ thị phụ tải kéo dài năm

Hình II.2: Đồ thị  = f(Tmax)

Hình II.3: Sơ đồ thay thế lưới điện đơn giản

Hình II.4: Biểu đồ công suất phụ tải và tổn thất công suất trên lưới

Hình II.5: Quan hệ giữa hệ số tổn hao LsF và hệ số tải LF

Hình II.6: Đồ thị phụ tải dạng trơn

Hình II.7: Đồ thị phụ tải dạng bậc thang

Hình II.8: Đồ thị phụ tải ngày đêm của lưới điện mẫu

Hình III.1: Tỷ lệ điện năng tiêu thụ của từng thành phần phụ tải năm 2009 của Điện

lực Yên Hưng – Quảng Ninh

Hình III.2: Đồ thị ngày làm việc điển hình của các thành phần phụ tải

Hình III.3: Đồ thị phụ tải điển hình ngày cuối tuần của các thành phần phụ tải

Hình III.4: Đồ thị phụ tải ngày của lưới điện phân phối Yên Hưng – Quảng Ninh

năm 2009

Hình III.5: Đồ thị phụ tải ngày của lưới điện phân phối Điện Biên 2009

Hình III.6: Đồ thị phụ tải ngày của lưới điện phân phối Hà Nam 2009

Hình III.7: Đồ thị phụ tải ngày của lưới điện phân phối Quảng Ninh 2009

Hình III.8 Đồ thị phụ tải ngày điển hình miền Bắc tháng 1 năm 2009

Hình III.9 Đồ thị hệ số công suất tương đối mỗi giờ (Kt) miền Bắc tháng 1/2009 Hình III.10 Đồ thị phụ tải ngày điển hình miền Trung tháng 1 năm 2009

Hình III.11 Đồ thị công suất tương đối mỗi giờ (Kt) miền Trung tháng 1/2009 Hình III.12 Đồ thị phụ tải ngày điển hình miền Nam tháng 1 năm 2009

Hình III.13 Đồ thị công suất tương đối mỗi giờ (Kt) miền Nam tháng 1/ 2009

MỞ ĐẦU

I Lý do chọn đề tài

Việc đánh giá mức độ tổn thất điện năng trong lưới điện đóng một vai trò quan trọng trong công tác quản lý, quy hoạch và vận hành lưới điện Do không có đầy đủ thông tin về phụ tải, thông thường các tính toán tổn thất điện năng trong lưới điện thường áp dụng công thức quy đổi dựa trên kinh nghiệm, cả trong thực tế vận hành lẫn trong nghiên cứu giảng dạy tại các trường đại học [2,7] Hiện nay tại Việt Nam các công thức kinh nghiệm nhằm xác định mức tổn thất dựa theo phụ tải trong lưới điện đều áp dụng các đánh giá gần đúng của nước ngoài [1,2,3] Trong đó cách tính toán sử dụng khái niệm hệ số tổn hao điện năng (Loss Factor) hoặc tương tự là thời gian tổn thất công suất lớn nhất (Equivalent Loss Hours) được áp dụng nhiều hơn

cả Tuy nhiên các công thức kinh nghiệm này đều được thành lập dựa trên các dữ liệu thống kê về phụ tải của lưới điện nước ngoài (Bắc Mỹ, Liên Xô cũ, Tây Âu ) trong một giai đoạn vận hành nào đó [11,12,13, 15] Khi áp dụng vào điều kiện lưới điện Việt Nam có thể cho sai số nhất định Khi có số liệu vận hành thực tế của phụ tải lưới điện Việt Nam, hoàn toàn có thể đánh giá các phương pháp tính toán tổn thất điện năng và các hệ số quy đổi hiện đang được áp dụng

Luận văn đặt vấn đề nghiên cứu lại các công thức tính tổn thất điện năng dựa trên các số liệu phụ tải của lưới điện phân phối toàn Việt Nam thu thập được trong giai đoạn 2001-2010 Các kết quả tính toán có thể cho thấy một đánh giá bước đầu trong việc sử dụng các công thức tính toán tổn thất điện năng tại Việt Nam hiện nay

II Mục đích nghiên cứu của luận văn

Luận văn dự kiến thực hiện việc đánh giá mức độ chính xác khi áp dụng hệ số tổn thất nhằm tính toán tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối Việt Nam Các

số liệu để so sánh đánh giá được xử lý từ dữ liệu về điện năng tiêu thụ trong thời gian gần đây tại các đơn vị điện lực và đồ thị phụ tải điển hình đã được xây dựng của lưới điện phân phối Việt Nam

III Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

Các nghiên cứu và tính toán mô phỏng trong luận văn được thực hiện với đối tượng là hệ thống điện Việt Nam nói chung và phụ tải của lưới điện phân phối tại các đơn vị điện lực nói riêng

Số liệu về điện năng tiêu thụ là của lưới điện phân phối trong các điện lực Việt Nam giai đoạn 2001-2010

IV 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, 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

Luận văn thực hiện các tính toán so sánh nhằm kiểm nghiệm một số bước tính toán quan trọng cũng như kết quả tính toán theo các quy trình chuẩn khi tính tổn thất điện năng Kết quả được sử dụng để so sánh là xử lý từ số liệu điện năng tiêu thụ thực của hệ thống điện 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 hiệu chỉnh về hệ số tổn hao được áp dụng dể tính toán tổn thất điện năng hiện nay

V Các nội dung nghiên cứu

Nhằm đạt được mục đích nghiên cứu trên, các nội dung sau đã được thực hiện trong luận văn:

- Tìm hiểu, đánh giá lý thuyết và quy trình đánh giá tổn thất điện năng kỹ thuật hiện tại trong điều kiện lưới điện Việt Nam

- Thu thập dữ liệu và xây dựng các biểu đồ phụ tải đặc trưng cho tính chất tiêu thụ điện năng của phụ tải trong hệ thống điện Việt Nam gần đây

- Thành lập quy trình đánh giá và tính toán hệ số tổn hao điện năng tương ứng với phụ tải trong điều kiện lưới điện Việt Nam

- Hiệu chỉnh và đề xuất hệ số tổn hao điện năng thích hợp

Trên cơ sở đó, nội dung bản thuyết minh được chia thành 4 chương như sau:

Chương I: Tìm hiểu đặc điểm và đánh giá khả năng áp dụng các phương pháp tính toán tổn thất điện năng cho hệ thống điện

Chương II: Đặc trưng tiêu thụ điện năng của phụ tải điện và quan hệ với hệ số tổn hao trên lưới điện

Chương III: Tính toán tổn thất điện năng cho các lưới điện phân phối thực tế của Việt Nam

Chương IV: Kết luận và kiến nghị

CHƯƠNG I: TÌM HIỂU ĐẶC ĐIỂM VÀ ĐÁNH GIÁ KHẢ NĂNG ÁP DỤNG CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG

CHO HỆ THỐNG ĐIỆN

I.1 Phân loại và khái niệm tổn thất điện năng trong hệ thống điện

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 (các hộ tiêu thụ)1

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 [7]

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

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 (theo [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 6, 10, 22, 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

I.2 Yêu cầu và các biện pháp làm giảm tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối

Tổn thất điện năng trên lưới có ảnh hưởng rất lớn đến chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật

của hệ thống điện Các biện pháp làm giảm tổn thất điện năng không những có ý nghĩa làm giảm giá thành sản xuất điện, mà còn góp phần khai thác hiệu quả các công trình điện, giảm chi phí đầu tư xây dựng nhà máy điện, tiết kiệm điện năng cũng chính là tiết kiệm năng lượng sơ cấp, nguồn tài nguyên thiên nhiên ngày càng cạn kiệt

Chính vì vậy việc tính toán chính xác tổn thất điện năng rất cần thiết trong công tác quản lý và vận hành lưới điện Tuy nhiên, phần lớn các phương pháp tính toán tổn thất điện năng đang sử dụng chủ yếu dừng lại ở một vài cách đánh giá sơ bộ, phân tích chung chung, sai số lớn

Hiện nay hiệu quả của các biện pháp giảm tổn thất điện năng vẫn thuộc về các biện pháp giảm kỹ thuật và giảm tổn thất thương mại, tuy nhiên do biện pháp kỹ thuật có vốn đầu tư lớn nên chủ yếu tập trung biện pháp thương mại Vấn đề đầu tư hợp lý thiết bị bù, vấn đề cải tạo nâng cao chất lượng lưới điện, đảm bảo tiêu chuẩn thiết kế lưới, tối ưu hóa phương thức vận hành … có thể đem lại hiệu quả lâu dài và tin cậy hơn Để có được kết quả chính xác cần phải áp dụng những phương pháp

phân tích, tính toán tổn thất hoàn thiện và phù hợp hơn Có thể nói hiệu quả của các biện pháp giảm tổn thất kỹ thuật phụ thuộc vào độ chính xác, tính phù hợp của các phương pháp tính toán, phân tích tổn thất công suất và điện năng Có thể phân chia các biện pháp giảm tổn thất điện năng thành 2 loại như sau:

I.2.1 Các biện pháp đòi hỏi vốn đầu tư

Nâng cao cấp điện áp vận hành của mạng lưới điện: ví dụ thay lưới điện 6kV và 10kV bằng lưới điện 22kV Việc nâng cao điện áp vận hành chỉ thực hiện trong phạm vi cho phép giới hạn điều chỉnh bởi với một điện áp định mức không thể nâng điện áp quá cao sẽ làm ảnh hưởng đến độ bền cách điện của đường dây cũng như thiết bị có thể gây sự cố làm hư hỏng thiết bị Đây là biện pháp hiệu quả nhất, nhưng cũng có chi phí cao nhất

Biện pháp thông dụng và hiệu quả khác là bù kinh tế trong lưới điện phân phối bằng tụ điện tĩnh: cụ thể là tính toán lắp đặt và vận hành tối ưu các trạm bù công suất phản kháng, theo dõi thường xuyên cosφ các nút trên lưới điện, tính toán vị trí

và dung lượng lắp đặt tụ bù tối ưu để quyết định lắp đặt, hoán chuyển và vận hành hợp lý các bộ tụ trên lưới nhằm giảm TTĐN

Không để quá tải đường dây, máy biến áp: Theo dõi các thông số vận hành lưới điện, tình hình tăng trưởng phụ tải để có kế hoạch vận hành, cải tạo lưới điện, hoán chuyển máy biến áp đầy, non tải một cách hợp lý San tải trong một đường dây hoặc giữa các đường dây khác nhau, tăng tiết diện dây dẫn đường dây hiện có, có thể phải làm thêm các đoạn đường dây điện ngắn hoặc thêm trạm biến áp

Giảm bán kính cấp điện tức là giảm chiều dài đường dây cũng là giảm điện trở đường dây, tuy nhiên phải đầu tư xây dựng thêm nhiều trạm trung gian, làm tăng vốn đầu tư Do đó cần phải tính toán hợp lý bài toán kinh tế của việc xây dựng thêm trạm trung gian

Hoàn thiện cấu trúc lưới để có thể vận hành với tổn thất nhỏ nhất, làm thêm điểm cắt lưới, đường dây điện nối, …

Các biện pháp đòi hỏi vốn đầu tư khi thực hiện phải tính đến bài toán tối ưu (tức

là có hiệu quả nhất) mới thực hiện

I.2.2 Các biện pháp không đòi hỏi vốn đầu tư:

Các biện pháp không đòi hỏi vốn đầu tư chính là các biện pháp quản lý kinh doanh - vận hành Đó là:

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

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

Giảm mức độ không đối xứng trong lưới điện hạ áp do phân bố phụ tải không đều Định kỳ hàng tháng đo dòng tải từng pha Ia , Ib , Ic và dòng điện dây trung tính

Io để thực hiện cân pha khi dòng điện Io lớn hơn 15% trung bình cộng dòng điện các pha

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

Thực hiện công tác vận hành kinh tế trạm biến áp nhiều máy: Đối với trạm có nhiều máy biến áp phải xây dựng các đường cong tổn thất công suất của trạm để chọn phương thức vận hành kinh tế nhất của trạm biến áp Trường hợp trạm biến áp

có 2 hay nhiều máy biến áp vận hành song song cần xem xét vận hành kinh tế máy biến áp, chọn thời điểm đóng, cắt máy biến áp theo đồ thị phụ tải

Đối với các khách hàng có trạm biến áp chuyên dùng (trạm 110 kV, trạm trung áp) mà tính chất của phụ tải hoạt động theo mùa vụ (trạm bơm thủy nông, sản xuất đường mía, ), ngoài thời gian này chỉ phục vụ cho nhu cầu sử dụng điện của văn

phòng, nhân viên quản lý trạm bơm, đơn vị kinh doanh bán điện phải vận động, thuyết phục khách hàng lắp đặt thêm máy biến áp có công suất nhỏ riêng phù hợp phục vụ cho nhu cầu này hoặc cấp bằng nguồn điện hạ thế khu vực nếu có điều kiện

để tách máy biến áp chính ra khỏi vận hành

Hạn chế các thành phần không cân bằng và sóng hài bậc cao: Thực hiện kiểm tra đối với khách hàng gây méo điện áp (các lò hồ quang điện, các phụ tải máy hàn công suất lớn, …) trên lưới điện Trong điều kiện gây ảnh hưởng lớn đến méo điện

áp, yêu cầu khách hàng phải có giải pháp khắc phục

Từng bước loại dần các thiết bị không tin cậy, hiệu suất kém, tổn thất cao bằng các thiết bị mới có hiệu suất cao, tổn thất thấp (đặc biệt là đối với máy biến áp, hiện nay còn tồn tại máy biến áp phân phối cũ, lỗi thời từ những năm 70, 80)

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

Đối với kiểm định ban đầu công tơ: Phải đảm bảo chất lượng kiểm định ban đầu công tơ để công tơ đo đếm chính xác trong cả chu kỳ làm việc (5 năm đối với công

tơ 1 pha, 2 năm đối với công tơ 3 pha) Thực hiện kiểm định, thay thế định kỳ công

tơ đúng thời hạn theo quy định (theo chu kỳ làm việc của công tơ)

Đối với hệ thống đo đếm lắp đặt mới: Phải đảm bảo thiết kế lắp đặt hệ thống đo đếm bao gồm công tơ, biến điện áp (TU), biến dòng điện (TI) và các thiết bị giám sát từ xa (nếu có) đảm bảo cấp chính xác, được niêm phong kẹp chì và có các giá trị định mức (dòng điện, điện áp, tỉ số biến…) phù hợp với phụ tải Xây dựng và thực hiện nghiêm quy định về lắp đặt, kiểm tra và nghiệm thu công tơ đảm bảo sự giám sát chéo giữa các khâu nhằm đảm bảo không có sai sót trong quá trình lắp đặt, nghiệm thu hệ thống đo đếm

Thực hiện kiểm tra, bảo dưỡng hệ thống đo đếm: Thực hiện quy định về kiểm tra, bảo dưỡng hệ thống đo đếm (công tơ, TU, TI…) để đảm bảo các thiết bị đo đếm trên lưới được niêm phong quản lý tốt, có cấp chính xác phù hợp đảm bảo đo đếm

đúng Thực hiện chế độ quản lý, kiểm tra để kịp thời phát hiện và thay thế ngay thiết bị đo đếm bị sự cố (công tơ kẹt cháy, TU, TI cháy hỏng…), hư hỏng hoặc bị can thiệp trái phép trên lưới điện Không được để công tơ kẹt cháy quá một chu kỳ ghi chỉ số

Củng cố nâng cấp hệ thống đo đếm: Từng bước áp dụng công nghệ mới, lắp đặt thay thế các thiết bị đo đếm có cấp chính xác cao cho phụ tải lớn Thay thế công tơ điện tử 3 pha cho các phụ tải lớn; áp dụng các phương pháp đo xa, giám sát thiết bị

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

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

kỳ theo quy định, đúng ngày đã thỏa thuận với khách hàng, tạo điều kiện để khách hàng cùng giám sát, đảm bảo chính xác kết quả ghi chỉ số công tơ và kết quả sản lượng tính toán TTĐN Nâng cao chất lượng ghi chỉ số công tơ, đặc biệt đối với khu vực dịch vụ điện nông thôn ghi chỉ số nhằm mục đích phát hiện kịp thời công tơ kẹt cháy, hư hỏng ngay trong quá trình ghi chỉ số để xử lý kịp thời

Khoanh vùng đánh giá TTĐN: Thực hiện lắp đặt công tơ ranh giới, công tơ cho từng xuất tuyến, công tơ tổng từng trạm biến áp phụ tải qua đó theo dõi đánh giá biến động TTĐN của từng xuất tuyến, từng trạm biến áp công cộng hàng tháng và lũy kế đến tháng thực hiện để có biện pháp xử lý đối với những biến động TTĐN Đồng thời so sánh kết quả lũy kế với kết quả tính toán TTĐN kỹ thuật để đánh giá thực tế vận hành cũng như khả năng có TTĐN thương mại thuộc khu vực đang xem xét

Kiểm tra, xử lý nghiêm và tuyên truyền ngăn ngừa các biểu hiện lấy cắp điện: Tăng cường công tác kiểm tra chống các hành vi lấy cắp điện, cần thực hiện thường xuyên liên tục trên mọi địa bàn, đặc biệt là đối với các khu vực nông thôn mới tiếp nhận bán lẻ; Phối hợp với các cơ quan chức năng và chính quyền địa phương xử lý nghiêm theo đúng quy định đối với các vụ vi phạm lấy cắp điện Phối hợp với các

cơ quan truyền thông tuyên truyền ngăn ngừa biểu hiện lấy cắp điện Giáo dục để

các nhân viên quản lý vận hành, các đơn vị và người dân quan tâm đến vấn đề giảm TTĐN, tiết kiệm điện năng

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

số đúng quy định của quy trình kinh doanh

Khuyến khích các khách hàng dùng điện sản xuất vào thời gian thấp điểm, hạn chế dùng điện vào thời gian cao điểm để sang bằng biểu đồ phụ tải, sẽ giảm được tổn thất điện năng cũng như khai thác hiệu quả kinh tế hơn các công trình điện, giảm suất sự cố của lưới điện cũng như giảm sức ép đầu tư xây dựng công trình điện chỉ để đáp ứng công suất cao điểm

I.3 Phương pháp xác định tổn thất điện năng

I.3.1 Xác định TTĐN theo các thiết bị đo

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) Tuy nhiên, kết quả xác định được sẽ bao gồm cả TTĐN kỹ thuật và TTĐN phi kỹ thuật Bên cạnh đó, phương pháp này không thể sử dụng được cho các nghiên cứu, dự báo, quy hoạch thiết kế hoặc các tính toán tối ưu hóa vận hành hệ thống

Tổng TTĐN được xác định bằng cách đo như sau:

AmNhận

A1Giao

AnGiao

Lưới điện(ΔA)

Hình I.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 = 86,9.109 - 74,5.109 = 12,4.109 (kWh)

Tương tự như vậy, trên bảng I.1 là số liệu về tình hình TTĐN một số quốc gia trên thế giới, [8]

Bảng I.1 Thống kê tổn thất điện năng tại một số quốc gia

TT Tên nước Năm lấy

số liệu

Điện năng sản xuất (106 kWh)

Điện năng tiêu thụ (106 kWh)

- 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, khi áp dụng phương pháp này thường gặp khó khăn trong khâu thu thập số liệu, nhất là đối với LPP trung áp

- Phương pháp thường dùng để đánh giá TTĐN thực tế trong công tác vận hành

và quản lý mạng lưới điện

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

I.3.2 Công thức tổng quát tính TTĐN kỹ thuật

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

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

Tổn thất công suất tác dụng ∆P(t) là TTĐN trên điện trở R trong một đơn vị thời gian, do đó TTĐN trong thời gian T là tích phân của TTCS tại mỗi thời điểm t theo thời gian vận hành T:

I.3.3 Tính chính xác TTĐN theo đồ thị phụ tải

Theo (1.4), tổn thất công suất tác dụng gây ra TTĐN trên điện trở R, trong khoảng thời gian T đó là tích phân của tổn thất công suất theo thời gian vận hành Đối với lưới điện hở, công suất đi qua các phần tử của lưới điện có thể coi như biến đổi theo công suất phụ tải cuối mỗi đoạn lưới Khi đó nếu biết đồ thị phụ tải ngày đêm (24 giờ) với giá trị của phụ tải từng giờ thì TTĐN trong một ngày sẽ là:

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

đồ thị phụ tải i và có tổng cộng k loại đồ thị phụ tải, khi đó:

k i

Nếu cho biết đồ thị phụ tải (ĐTPT) kéo dài năm có hình bậc thang với n bậc, mỗi bậc kéo dài trong khoảng thời gian ti và có công suất phụ tải Si không đổi (hình I.2), thì TTĐN được xác định như sau:

Si

 t1  t2  t3  ti  tn

Hình I.2 Đồ thị phụ tải kéo dài hình bậc thang

Nếu không biết giá trị của Ut hoặc đối với LĐPP, có thể tính gần đúng bằng cách lấy Ut = Uđm:

I.3.4 Thời gian tổn thất công suất lớn nhất 

Từ (1.9), nếu đồ thị phụ tải là trơn ta có thể viết lại như sau:

8760 8760

2 2

t i

8760 8760

2 2

t i

2 2

t i

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

có thể tính được TTĐN năm theo công thức (1.12)

Giá trị  được tính toán cho các loại đồ thị phụ tải có quy luật biến đổi ổn định, sau đó đưa vào các số liệu thống kê để sử dụng trong quy hoạch và thiết kế điện Thời gian tổn thất công suất lớn nhất  thường được áp dụng trong tính toán TTĐN

kỹ thuật trong lưới điện khi biết các đặc trưng của đồ thị phụ tải kéo dài năm Phương pháp này cũng thường xuyên được áp dụng tại các đơn vị điện lực Việt Nam khi thống kê TTĐN hàng năm (trong [4,7])

I.3.5 Hệ số tổn hao (tổn thất) điện năng (LsF)

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 I.3) Ở đây đồ thị I2 trên hình I.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

tb

I dtI

Trong đó:

2

tb tb 2

I.4 Bài toán hiệu chỉnh hệ số tổn thất trong lưới điện phân phối

Hiệu chỉnh hệ số tổn thất để giảm tổn thất công suất và tổn thất điện năng Hiệu chỉnh hệ số tổn thất giảm dòng công suất phản kháng truyền tải trên lưới điện với mục đích là để nâng cao hiệu quả vận hành, cụ thể là giảm thời gian tổn thất công suất lớn nhất Một cách tổng quát, bài toán hiệu chỉnh hệ số tổn thất trong một lưới điện là nhằm xác định được hệ số tổn thất mới, dung lượng các trạm bù, vị trí đặt trạm bù và luật điều chỉnh thiết bị bù sao cho đạt được hiệu quả vận hành sau bù cao nhất (theo [2])

Giả thiết rằng lưới điện hiện tại có n nút, q máy biến áp có điều áp dưới tải, ký hiệu: - Qi là công suất phản kháng phát hoặc nhận tại nút i; - Ui điện áp tại nút i; θi

là góc pha của điện áp tại nút i; - Ti là hệ số biến áp của máy biến áp điều áp dưới tải i; - Ci là công suất tụ bù và Si là công suất kháng điện cần đặt thêm tại nút thứ i Hàm mục tiêu để xác định dung lượng Ci và Si là: Ci và Si nhỏ nhất trong mọi trạng thái vận hành đồng thời tận dụng khả năng của các nguồn bù đã có và điều áp dưới tải để sao cho mức điện áp trên lưới là cao nhất (ΔP sẽ nhỏ nhất) Hàm mục tiêu này được thể hiện như sau:

 max i i i

Với các ràng buộc nhằm bảo đảm chế độ làm việc bao gồm:

- Cân bằng công suất tác dụng ở các nút 0 0  

và phản kháng yêu cầu tại nút i

Mô hình này được giải bằng các phương pháp toán quy hoạch tối ưu cho lưới điện phức tạp, đòi hỏi có được đầu đủ dữ liệu về cấu trúc lưới, đặc trưng tiêu thụ điện của phụ tải và phương thức vận hành cụ thể Các thông tin đầy đủ sẽ cho phép tính toán chế độ nhằm xác định tổn thất công suất, tổn thất điện năng, điện áp nút, giới hạn truyền tải

Bài toán được giải cho mọi trạng thái vận hành (một trạng thái của lưới điện là

tổ hợp của trạng thái phụ tải và cấu trúc lưới) của lưới điện, trong mỗi trạng thái giá trị của Ci và Si được ghi nhận Sau đó các giá trị này được tổ hợp lại sẽ nhận được tổng dung lượng bù Qn cũng như bậc thay đổi công suất cần có của từng trạm bù

Có thể có nhiều phương án chia bậc, chọn phương pháp có vốn đầu tư nhỏ nhất Thực tế bài toán bù công suất phản kháng được thực hiện trong lưới phân phối trên cơ sở đánh giá các lợi ích và chi phí khi đặt thiết bị bù

Các lợi ích khi đặt bù trong lưới điện bao gồm:

được công suất đặt và dự trữ công suất của HTĐ;

- Giảm tải cho các MBA trung gian và đường trục trung áp do giảm được yêu cầu CSPK, làm cho chúng lâu phải cải tạo hơn;

- Giảm tổn thất điện năng trên lưới điện;

- Cải thiện chất lượng điện áp trong lưới phân phối trong chế độ phụ tải cực đại

Bên cạnh nhưng lợi ích khi đặt bù thì các chi phí và hạn chế của bù gồm có:

- Chi phí đầu tư để xây dựng trạm bù;

- Chi phí vận hành trạm bù;

- Chi phí cho tổn thất điện năng trong bản thân trạm bù;

- Nguy cơ quá áp khi phụ tải min hoặc không tải và nguy cơ xảy ra cộng hưởng và tự kích thích ở phụ tải

Thực tế có hai cách đặt bù trong lưới điện phân phối: 1- Bù tập trung ở một số điểm trên trục chính trung áp; và 2- Bù phân tán ở các trạm phân phối hạ áp

Khi bù theo cách 1, trên trục chính chỉ đặt 1 đến 3 trạm bù Công suất bù có thể lớn, dễ thực hiện điều khiển các loại Giá thành đơn vị bù rẻ vì dùng tụ trung áp và

vì công suất đơn vị lớn việc quản lí và vận hành dễ dàng

Khi bù theo cách 2 trên lưới có thể giảm được TTCS và TTĐN nhiều hơn vì đặt

bù sâu hơn Nhưng do bù quá gần phụ tải nên nguy cơ cộng hưởng và tự kích thích

ở phụ tải cao Đề giảm nguy cơ này phải hạn chế công suất bù sao cho ở chế độ min công suất bù không lớn hơn yêu cầu phụ tải Nếu bù nhiều hơn thì phải cắt 1 phần

bù ở chế độ min Để có thể bù hiệu quả phải có hệ thống điều khiển tự động hoặc điều khiển từ xa Hệ thống này làm tăng thêm chi phí cho trạm bù

Như vậy trước khi lập bài toán bù, người thiết kế hệ thống bù phải lựa chọn trước cách bù và điều khiển tụ bù rồi mới lập bài toán để tìm ra số lượng trạm bù, vị trí đặt và công suất mỗi trạm

Hàm mục tiêu của bài toán là tổng đại số các yếu tố lợi ích và chi phí nói trên

đã được lượng hóa về một thứ nguyên chung là tiền Các yếu tố không thể lượng hóa được và tiêu chuẩn kỹ thuật thì được thể hiện bằng các ràng buộc và hạn chế

Để giải bài toán bù cần biết rõ cấu trúc của lưới phân phối, đồ thị phụ tải phản kháng của các trạm phân phối hoặc ít nhất cũng phải biết hệ số sử dụng công suất phản kháng của chúng Phải biết các giá cả và các hệ số kinh tế khác, loại và đặc tính kỹ thuật, kinh tế của tụ bù Nếu bù theo độ tăng trưởng của phụ tải thì phải biết

hệ số tăng trưởng phụ tải hàng năm

Bài toán bù công suất phản kháng trong lưới phân phối là bài toán phức tạp vì: Lưới phân phối có cấu trúc phức tạp, một trạm trung gian thường có nhiều trục chính, mỗi trục cấp điện cho nhiều trạm phân phối Cấu trúc của lưới phân phối phát triển liên tục theo thời gian và không gian; chế độ làm việc của phụ tải không đồng nhất, phụ tải tăng trưởng không ngừng; thiếu thông tin chính xác về đồ thị phụ tải phản kháng; công suất tụ là biến rời rạc Giá tiền đơn vị bù có quan hệ không tuyến tính với công suất bộ tụ

Trước các khó khăn đó để có thể giải được bài toán bù phải phân chia bài toán

bù thành các bài toán nhỏ hơn và áp dụng các giả thiết giản ước khác nhau Các giả thiết giản ước phải đảm bảo không được làm sai lạc quá mức đến kết quả tính toán,

nó phải đảm bảo lời giải gần với lời giải tối ưu lý thuyết

Các giản ước có thể được áp dụng là:

- Bài toán được giải riêng cho từng trục chính;

- Có thể cho trước số điểm đặt bù chỉ cần tìm các biến còn lại;

- Giả thiết đồ thị phụ tải (ĐTPT) của các trạm phân phối như nhau và giống như ĐTPT đo được ở đầu trục chính ĐTPT phản kháng có thể được đặc trưng bởi CSPK trung bình (Qtb) hay hệ số sử dụng CSPK (Ksd = Qtb/Qmax) và thời gian sử dụng CSPK Tqmax;

- Bài toán tìm luật điều chỉnh tụ bù được giải riêng độc lập với bài toán tìm công suất bù max cần đặt

Cũng cần nhấn mạnh rằng bù kinh tế không thể tách rời hoàn toàn bù kỹ thuật

Vì bù kinh tế là giảm nhẹ bù kỹ thuật và 2 loại bù này có thể phối hợp với nhau tạo thành một thể thống nhất làm lợi cho toàn HTĐ

I.5 Kết luận chương I

Việc đánh giá TTĐN kỹ thuật trong lưới điện là yêu cầu cần thiết trong nhiều bài toán quy hoạch thiết kế cũng như quản lý hệ thống điện Tuy nhiên để tính được TTĐN đòi hỏi phải thu thập được đầy đủ dữ liệu về phụ tải, cụ thể là đồ thị tiêu thụ công suất của phụ tải theo thời gian

Trên thực tế do thiếu thông tin về đồ thị phụ tải, các phương pháp tính toán TTĐN kỹ thuật thường dựa vào các hệ số quy đổi, cụ thể là thời gian tổn thất công suất lớn nhất  hay hệ số tổn hao công suất LsF Các phương pháp này yêu cầu phải đánh giá được quan hệ giữa mức độ tiêu thụ công suất thực tế của phụ tải điện với tổn thất công suất trên lưới Quan hệ này phụ thuộc vào đặc trưng của phụ tải trong

hệ thống điện trong mỗi thời kỳ nhất định, được thống kê và xây dựng thành các công thức kinh nghiệm phục vụ tính toán nhanh TTĐN

CHƯƠNG II: ĐẶC TRƯNG TIÊU THỤ ĐIỆN NĂNG CỦA PHỤ TẢI ĐIỆN VÀ QUAN HỆ VỚI HỆ SỐ TỔN HAO ĐIỆN NĂNG

TRÊN LƯỚI ĐIỆN

II.1 Đặc trưng tiêu thụ điện năng của phụ tải điện

Phụ tải điện là nhu cầu sử dụng điện năng của các hộ tiêu thụ Thực tế phụ tải thường được thống kê dưới dạng công suất tác dụng P và công suất phản kháng Q yêu cầu đối với lưới điện ở điện áp và tần số danh định tại một thời điểm hoặc trong một khoảng thời gian nhất định [2] Khi đó phụ tải sẽ bao gồm công suất của các thiết bị dùng điện và TTCS trên lưới điện từ điểm nối thiết bị đến điểm đấu phụ tải Ngoài ra, phụ tải cũng có thể được sử dụng để chỉ các hộ dùng điện nói chung Trong các đặc trưng của phụ tải, có thể thấy tính chất đầu tiên là phụ tải thay đổi theo nhu cầu của sinh hoạt và sản xuất, vì thế giá trị phụ tải biến đổi theo một quy luật có thể sơ bộ dự đoán được, và tạo ra đồ thị phụ tải [1] Có thể có đồ thị phụ tải ngày đêm, cho biết sự biến đổi của phụ tải trong ngày đêm; hoặc đồ thị phụ tải kéo dài được xây dựng cho phụ tải trong một khoảng thời gian khảo sát cụ thể, thường là 1 năm

Đồ thị phụ tải ngày đêm là giá trị trung bình của phụ tải trong ngày đêm của 1 tuần, mùa hay năm Đối với đồ thị phụ tải ngày đêm, các thông số quan trọng bao gồm (hình II.1):

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

và đỉnh tối);

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

24

0 tb

max

P(t).dtP

P

 

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

Trên cơ sở đồ thị phụ tải ngày đêm có thể xây dựng đồ thị kéo dài năm bằng cách sắp xếp các giá trị phụ tải từng giờ theo thứ tự từ cao xuống thấp, mỗi giá trị phụ tải có độ kéo dài trên đồ thị bằng số giờ xảy ra trong năm (hình II.2)

Hình II.2 Đồ thị phụ tải kéo dài năm

Đối với đồ thị phụ tải kéo dài năm thì thông số quan trong là phụ tải cực đại và cực tiểu năm Diện tích bao phủ bởi đồ thị phụ tải và trục hoành chính là điện năng tiêu thụ của phụ tải trong toàn bộ thời gian

Như vậy đối với đồ thị phụ tải ngày đêm, điện năng tiêu thụ trong 24 giờ sẽ là tính phân của công suất tác dụng P theo thời gian t trong 1 ngày đêm:

24

(24) 0

Còn đối với đồ thị phụ tải kéo dài năm:

8760 (8760)

0

Trên thực tế, nhiều trường hợp không thể có dữ liệu về đồ thị phụ tải, nhất là trong quy hoạch thiết kế lưới điện Khi đó người ta tìm cách xác định các đặc trưng tiêu thụ điện năng của phụ tải

Đặc trưng quan trọng nhất của đồ thị phụ tải kéo dài năm là thời gian sử dụng công suất lớn nhất Tmax [1,2] Đây là thời gian với giả thiết phụ tải luôn không đổi

và bằng Pmax, sẽ cho lượng điện năng tiêu thụ bằng đồ thị phụ tải thực

Như vậy 0 < Tmax ≤ 8760h:

8760

0 max

P(t).dtA

max

P K

max

P(t).dt P

P

 

Đối với đồ thị phụ tải ngày đêm, đặc trưng thường được sử dụng là hệ số tải LF (Load Factor), tính theo dòng điện phụ tải I, [15]:

tb max

I LF I

dữ liệu của phụ tải trong một giai đoạn nhất định [10,11,12,13,14,15] Các nghiên cứu này hầu hết là của nước ngoài, hiện vẫn được áp dụng khi cho phụ tải của lưới điện Việt Nam khi tính toán TTĐN [2,3,4,7]

II.2.1 Quan hệ giữa thời gian TTCS max  và thời gian sử dụng công suất lớn nhất T max

Có thể coi thời gian TTCS lớn nhất  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

 được đánh giá thống kê như một hàm số của thời gian sử dụng công suất lớn nhất

Tmax và hệ số công suất cosφ của phụ tải

Nếu coi cosφ của phụ tải không đổi, giá trị  chỉ còn phụ thuộc Tmax và được tính toán thống kê theo số liệu của phụ tải, có thể được cho dưới dạng bảng (bảng II.1), đường cong (hình II.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  theo Tmax được thành lập từ số liệu thống kê về đặc trưng tiêu thụ điện năng của phụ tải [1,2,7] Các công thức thường được sử dụng trên thực tế là:

2 max

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

Hình II.2 Đồ thị  = f(Tmax)

Trong một số tài liệu [2], giá trị  còn có thể cho dưới dạng bảng theo Tmax như trong bảng II.1

Bảng II.1 Bảng tra quan hệ giữa T max và 

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

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)

có thể thấy hầu hết các phương pháp kinh nghiệm nhằm tính toán  từ Tmax như trên đều có nhược điểm là không có kiểm chứng đối với số liệu thực tế của phụ tải lưới điện Việt Nam Trong trường hợp có sai số cũng rất khó để tiến hành hiệu chỉnh nhằm đạt được kết quả chính xác hơn

II.2.2 Quan hệ giữa hệ số tổn thất và hệ số phụ tải

Trong nhiều tài liệu kỹ thuật điện của phương Tây [10,11,12,13,14,15], quy trình xác định nhanh TTĐN trong lưới điện được thực hiện bằng cách sử dụng hệ số tổn thất (hay tổn hao) điện năng - LsF (Loss Factor) Như đã trình bày trong mục I.2.5, hệ số tổn thất LsF là tỷ lệ giữa dòng điện trung bình bình phương I2

tb và bình phương của dòng điện cực đại I2

max Như vậy hệ số tổn thất điện năng LsF cũng 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 T

Để xác định hệ số tổn thất LsF, cũng cần biết đặc trưng tiêu thụ điện năng của phụ tải trong khoảng thời gian tương ứng Cụ thể là hệ số tải LF (Load Factor), nếu coi hệ số công suất không đổi và biểu diễn theo công suất tác dụng P của phụ tải thì:

từ các tính toán phân bố công suất cho lưới điện Do đó nếu ta xác định được quan

hệ giữa LsF và LF thì tổn thất ΔA hoàn toàn có thể tính được khi không có đồ thị phụ tải Trường hợp có được đồ thị phụ tải thực tế cũng có thể kiểm chứng lại quan

hệ giữa LsF và LF

Quan hệ giữa LsF và LF được đánh giá như sau:

Xét lưới điện như hình II.3, cung cấp điện cho phụ tải công suất P

Hình II.3 Sơ đồ thay thế lưới điện đơn giản

Giả sử công suất tác dụng P của phụ tải và tổn thất ΔP có giá trị như biểu diễn trong hình II.4:

P

Hình II.4 Biểu đồ công suất phụ tải và tổn thất công suất trên lưới

Từ hình II.4 ta tính được hệ số tải:

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

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

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

Giả thiết thông số điện trở của các vật dẫn gây ra TTĐN do phát nóng (phụ thuộc vào tải) không đổi, điện áp trong quá trình tính tổn thất điện năng là hằng số

và hệ số công suất của các phụ tải cố định Khi đó tổn hao công suất tỷ lệ thuận với bình phương công suất phụ tải, tức là:

Từ các công thức (2.18) và (2.24) ta xét ba trường hợp giới hạn sau:

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