Giảm tổn thất điện năng là 1 trong những tiêu chí quan trọng của ngành điện trong sản xuất và kinh doanh điện Nước ta là một nước đang phát triển do đó trong những năm gần đây nhu cầu sử dụng điện ngày càng tăng trong khi đó hệ thống lưới điện đầu tư trong từng giai đoạn sau nhiều năm vận hành lưới điện không đảm bảo đáp ứng nhu cầu sử dụng điện của người dân Việc xây dựng không đồng nhất và chưa tính toán cập nhật thường xuyên dẫn đến tổn thất điện năng trên lưới điện đáng kể ở nhiều khu vực trong hệ thống điện nhất là khu vực thành phố Quảng Ngãi Do vậy việc tính toán đưa ra các giải pháp giảm tổn thất điện năng là rất cần thiết Trong đề tài này dựa trên cơ sở nghiên cứu lý thuyết số liệu báo cáo theo dõi từng năm có hướng tăng dần Vì vậy việc tìm các giải pháp giảm tổn thất điện năng kết hợp với sử dụng các phần mềm ứng dụng để phân tích tổn thất điện năng hiện tại trên lưới điện phân phối của Điện lực Thành phố Quảng Ngãi và dựa trên đánh giá những ưu khuyết điểm về các giải pháp giảm tổn thất điện năng mà Điện lực Thành phố Quảng Ngãi đang áp dụng một số giải pháp giảm tổn thất điện năng được lựa chọn Kết quả tính toán đạt được thể hiện được tính hiệu quả của giải pháp được đề xuất
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA BÙI THANH HẢI TÍNH TỐN, PHÂN TÍCH VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT Đà Nẵng - Năm 2019 ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA BÙI THANH HẢI TÍNH TỐN, PHÂN TÍCH VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số: 8520201 LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT Ngƣời hƣớng dẫn khoa học: PGS TS NGÔ VĂN DƢỠNG Đà Nẵng - Năm 2019 LỜI CẢM ƠN Tôi xin chân thành cảm ơn Giảng viên hướng dẫn khoa học PGS TS Ngô Văn Dưỡng tận tình hướng dẫn, cung cấp tài liệu tạo điều kiện tốt cho tơi hồn thành luận văn Tơi xin chân thành cảm ơn thầy cô khoa điện trường Đại học Bách khoa – Đại học Đà Nẵng giảng dạy, truyền đạt, cung cấp cho kiến thức bổ ích, kiến thức tảng để thực nghiên cứu luận văn Cuối cùng, tơi xin gửi lời cảm ơn tới gia đình, người thân bạn bè ủng hộ, động viên suốt thời gian thực luận văn Một lần xin chân thành cảm ơn! TÁC GIẢ LUẬN VĂN BÙI THANH HẢI LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan cơng trình nghiên cứu riêng tơi Các số liệu kết nêu luận văn trung thực chưa công bố cơng trình khác khác TÁC GIẢ LUẬN VĂN BÙI THANH HẢI MỤC LỤC LỜI CẢM ƠN LỜI CAM ĐOAN MỤC LỤC TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT & TIẾNG ANH MỞ ĐẦU Mục ch nghi n cứu: Đối tƣợng phạm vi nghiên cứu: Phƣơng pháp nghi n cứu: Chƣơng TỔNG QUAN VỀ LĐPP VÀ TTĐN ĐIỆN LỰC THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI 1.1 Tổng quan LĐPP Thành phố Quảng Ngãi: 1.1.1 Quá trình hình thành phát triển: 1.1.2 Đặc iểm LĐPP Điện lực Thành phố Quảng Ngãi: 1.1.3 Giới thiệu trạng hệ thống iện lực Thành phố Quảng Ngãi 1.1.3.1 Cơ cấu tổ chức: 1.1.3.2 Lĩnh vực sản xuất kinh doanh 1.1.3.3 Hiện trạng hệ thống iện Điện lực Thành phố Quảng Ngãi 1.1.3.4 Tình hình nguồn iện: 1.1.3.4 Tình hình lƣới iện: 1.1.3.5 Đặc iểm phụ tải LĐPP Thành phố Quảng Ngãi 18 1.1.3.5.1 Phụ tải iện có ặc iểm chung: 18 1.1.3.5.2 Các ặc trƣng phụ tải iện: 19 1.1.3.5.3 Y u cầu phụ tải ối với hệ thống iện: 20 1.2.3 TTĐN LĐPP Thành phố Quảng Ngãi (Số liệu thống k năm, cụ thể nhƣ sau): 23 1.3 Kết luận: 23 CHƢƠNG II: NGHIÊN CỨU CÁC PHƢƠNG PHÁP TÍNH TỐN PHÂN TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ CÁC PHẦN MỀM TÍNH TỐN 25 2.2 Các phƣơng pháp t nh phân bố công suất hệ thống iện 25 2.2.1 T nh tốn phân bố cơng suất phƣơng pháp lặp Gauss – Seidel 25 2.2.2 T nh tốn phân bố cơng suất phƣờng pháp lặp Newton-Raphson 26 2.2.3 Các phƣơng pháp xác ịnh phụ tải tải t nh toán 27 2.2.4 Các phƣơng pháp t nh toán TTCS TTĐN hệ thống cung cấp iện 28 2.3 Các phần mềm phân t ch, t nh toán hệ thống iện 35 2.3.1 Phần mềm PSS/ADEPT 5.0 35 2.3.1.1 Phƣơng pháp t nh toán phân bổ công suất phần mềm PSS/ADEPT 5.0 35 2.3.1.2 T nh toán vị tr ặt bù tối ƣu CAPO 36 3.1.2 T nh toán TTĐN cho XT473&475/E16.1 thuộc LĐPP Khu vực Thành phố Quảng Ngãi: 42 3.2.1.1 Số liệu ầu vào t nh toán TTĐN: 42 3.1.2 Xác ịnh chế ộ t nh toán: 42 3.1.3 Tính tốn chế ộ vận hành xuất tuyến: 45 3.1.3.1 Xuất tuyến 473/E16.1: 45 3.2.2.1 T nh toán chế ộ vận hành cực ại (MAX): 46 3.2.2.2 T nh tốn chế ộ vận hành trung bình: (AVG) 47 3.2.2.3 T nh toán chế ộ vận hành cực tiểu: (MIN) 48 3.1.4.T nh toán gần úng TTĐN XT 473&475/E16.1 thuộc LĐPP Thành phố Quảng Ngãi 48 3.3.T nh toán chế ộ vận hành cố: 50 3.3.1 Trƣờng hợp cố 473/E16.1 50 3.3.1.1 T nh toán chế ộ vận hành cực ại (MAX) 50 3.3.1.2 T nh tốn chế ộ vận hành trung bình (AVG) 50 3.3.1.3 T nh toán chế ộ vận hành cực tiểu (MIN): 51 3.3.2 Trƣờng hợp cố 475/E16.1 51 3.3.2.2 T nh toán chế ộ vận hành cực ại (MAX) 51 3.3.2.3 T nh toán chế ộ vận hành trung bình (AVG) 51 3.3.2.4 T nh toán chế ộ vận hành cực tiểu (MIN) 51 3.4 Kết luận 51 3.4.1 Về TTCS: 51 3.4.2 Về TTĐN: 52 3.4.3 Về giả thuyết cố ầu nguồn XT 473&475/E16.1: 52 CHƢƠNG IV: TÍNH TỐN ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP GIẢM TTĐN CHO LĐPP ĐIỆN LỰC THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI 53 4.1 Mở ầu: 53 4.2 T nh tốn ề xuất giải pháp bù cơng suất phản kháng 53 4.2.1 T nh toán cho xuất tuyến 473/E16.1 54 4.2.1.1 Sơ t nh toán: 54 4.2.1.2 Kết t nh toán 54 4.2.2 T nh toán cho xuất tuyến 475/E16.1 56 4.2.2.1 Sơ t nh toán 56 4.2.2.2 Kết t nh toán 56 4.3 T nh toán phân t ch chế ộ vận hành xuất tuyến 473/E16.1 475/E16.1 sau thực tối ƣu hóa vị tr bù 57 4.3.1 T nh toán chế ộ vận hành cực ại: MAX 58 4.3.2 T nh toán chế ộ vận hành trung bình AVG: 59 4.3.3 Tính tốn chế ộ vận hành cực tiểu MIN: 59 4.3.5 Nhận xét, ánh giá 60 4.4 T nh tốn ề xuất giải pháp tìm iểm mở tối ƣu TOPO 61 4.4.1 T nh tốn chọn li n lạc nối vịng Xuất tuyến 473/E16.1 475/E16.1: 62 4.4.2 Nhận xét, ánh giá 63 4.4.3 Hiệu giảm tổn thất sau thực giải pháp lắp bù kinh tế tìm iểm mở tối ƣu cho XT473&475/E16.1 63 4.4.4 T nh toán dao cách ly phân oạn cố MC 473/E16.1 64 4.4.4.1 T nh toán chế ộ vận hành cực ại: MAX: Bảng 4.9 64 4.4.4.2 T nh toán chế ộ vận hành trung bình: AVG: Bảng 4.10 64 4.4.4.4 Nhận xét ánh giá 65 4.4.5 T nh toán dao cách ly phân oạn cố MC-475/E16.1: 66 4.4.5.1 T nh toán chế ộ vận hành cực ại: MAX: Bảng 4.12 66 4.4.5.2 T nh toán chế ộ vận hành trung bình: AVG: Bảng 4.13 66 4.4.5.3 T nh toán chế ộ vận hành cực tiểu: MIN: Bảng 4.14 66 4.4.5.4 Nhận xét ánh giá 67 4.5 Đề xuất hoàn thiện số phƣơng thức kết dây giải pháp nhằm giảm TTĐN: 67 4.6 Kết luận 69 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 71 KẾT LUẬN 71 KIẾN NGHỊ 71 TÀI LIỆU THAM KHẢO 72 TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT & TIẾNG ANH TÍNH TỐN, PHÂN TÍCH VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI Học vi n: Bùi Thanh Hải Chuy n ngành: Kỹ thuật iện Mã số: 60.52.50 Khoá: K34_QNg Trƣờng Đại học Bách Khoa - ĐHĐN Tóm tắt - Giảm tổn thất iện ti u ch quan trọng ngành iện sản xuất kinh doanh iện Nƣớc ta nƣớc ang phát triển, ó năm gần ây nhu cầu sử dụng iện ngày tăng, ó hệ thống lƣới iện ầu tƣ giai oạn, sau nhiều năm vận hành, lƣới iện không ảm bảo áp ứng nhu cầu sử dụng iện ngƣời dân Việc xây dựng không ồng chƣa t nh toán cập nhật thƣờng xuy n dẫn ến tổn thất iện tr n lƣới iện kể nhiều khu vực hệ thống iện khu vực thành phố Quảng Ngãi Do vậy, việc t nh toán ƣa giải pháp giảm tổn thất iện cần thiết Trong ề tài này, dựa tr n sở nghi n cứu lý thuyết, số liệu báo cáo theo dõi năm có hƣớng tăng dần Vì vậy, việc tìm giải pháp giảm tổn thất iện kết hợp với sử dụng phần mềm ứng dụng ể phân t ch tổn thất iện tr n lƣới iện phân phối Điện lực Thành phố Quảng Ngãi dựa tr n ánh giá ƣu, khuyết iểm giải pháp giảm tổn thất iện mà Điện lực Thành phố Quảng Ngãi ang áp dụng, số giải pháp giảm tổn thất iện ƣợc lựa chọn Kết t nh toán ạt ƣợc thể ƣợc t nh hiệu giải pháp ƣợc ề xuất Từ khóa – Tổn thất cơng suất, tổn thất iện năng; lƣới iện phân phối; bù công suất phản kháng; tụ bù; Điện lực Thành phố Quảng Ngãi CALCULATION, ANALYSIS AND PROPOSAL OF SOLUTIONS TO REDUCE THE ELECTRIC NETWORK OF ELECTRIC NETWORK DISTRIBUTION OF QUANG NGAI CITY Abstract - Reducing power loss is one of the important criteria of the electricity industry in electricity production and trading Vietnam is a developing country, so in recent years the demand for electricity has been increasing, while the grid system has invested in each period, after many years of operation, the grid is not guaranteed meet the demand of electricity use of people The construction of heterogeneous and not regularly updated updates leads to significant power loss on the grid in many areas in the power system, especially in Quang Ngai city area Therefore, it is necessary to calculate and propose solutions to reduce power loss In this topic, on the basis of theoretical research, the reported annual monitoring data has gradually increased Therefore, finding solutions to reduce power loss combined with using software applications to analyze the current power loss on the distribution grid of Quang Ngai City Electricity and based on the evaluation of advantages and disadvantages of solutions to reduce power loss that are applied by Quang Ngai City Power Company, some solutions to reduce power loss are selected Calculated results show the effectiveness of the proposed solution Key words - Power loss, distribution grid; reactive power compensation; capacitor; Electricity of Quang Ngai City DANH MỤC HÌNH ẢNH Hình 1.2: Biểu đồ phụ tải đặc trưng xuất tuyến 471/E16.1 12 Hình 1.3: Biểu đồ phụ tải đặc trưng xuất tuyến 473/E16.1 13 Hình 1.4: Biểu đồ phụ tải đặc trưng xuất tuyến 475/E16.1 14 Hình 1.5: Biểu đồ phụ tải đặc trưng xuất tuyến 479/E16.1 15 Hình 1.6: Biểu đồ phụ tải đặc trưng xuất tuyến 471/E16.5 16 Hình 1.7: Biểu đồ phụ tải đặc trưng xuất tuyến 473/E16.5 17 Hình 1.8: Biểu đồ phụ tải đặc trưng xuất tuyến 477/E16.5 18 Hình 1.9 Đồ thị phụ tải ngày, đêm 19 Hình 2.1a Sơ đồ đa cổng đường dây truyền tải 25 Hình 2.1a: Đồ thị phụ tải chữ nhật h a 29 Hình 2.1b: Đồ thị phụ tải hình thang h a 29 Hình :2.2 ây dựng biểu đồ TTCS xác định TTĐN sử dụng đường cong tổn thất 32 Hình 2.4: Đường cong tổn thất Hình 2.5: Họ đường cong tổn thất 34 Hình 2.3: Thuật tốn xác đinh cấu trúc lưới điện tối ưu TOPO 38 Hình 2.4 Các tùy chọn hộp thoại TOPO 39 Hình 3.1: Biểu đồ phụ tải đặc trưng ngày 45 Hình 3.1: Biểu đồ phụ tải đặc trưng ngày 46 Hình 5: Sơ đồ kết lưới sợi T473&475/E16.1 50 Hình 6: Sơ đồ vị trí lắp đặt bù trước tính tốn T 473/E16.1 XT 475/E16.1 54 Hình 7: Sơ đồ vị trí lắp đặt bù sau tính CAPO cho T 473/E16.1 T 475/E16.1 58 Hình 8: Sơ đồ liên kết vòng T 473&475/E16.1 62 Current: Amps Voltage: 120 ndV LN Power: Watts, vars I(a) Name 1st Node 2nd Node Phase Library Ref I(b) I(c) |Va| |Vb| |Vc| Min V Total Branch Power P Total Losses Total Dist Q P Q Tran95 NODE405 NODE406 ABC T180-22/04 9.26 9.26 9.26 125.52 125.52 125.52 126 6,040 2,879 -44 4.0040 Line194 NODE329 NODE407 ABC A-185 2.08 2.08 2.08 125.64 125.64 125.64 126 76,287 32,971 4.0190 Tran110 NODE407 NODE408 ABC T400-22/04 114.60 114.60 114.60 125.03 125.03 125.03 125 76,286 32,970 181 551 4.0190 Line241 NODE403 NODE411 ABC A-185 25.57 25.57 25.57 125.64 125.64 125.64 126 935,259 47 3.7330 NODE411 NODE318 ABC A-185 3.35 3.35 3.35 125.64 125.64 125.64 126 121,757 407,22 54,912 23 Line222 1 3.8320 Line304 NODE318 NODE323 ABC A-95 0.64 0.64 0.64 125.64 125.64 125.64 126 22,938 11,088 0 3.8920 Tran187 /04E323 NODE491 ABC T1000-22(15) 35.16 35.16 35.16 125.53 125.53 125.53 126 22,938 11,088 -18 3.8920 Line306 NODE318 NODE512 ABC A-185 2.71 2.71 2.71 125.64 125.64 125.64 126 98,818 43,823 0 3.8420 Tran202 NODE512 NODE514 ABC T160-22/04 31.17 31.17 31.17 125.16 125.16 125.16 125 20,317 9,874 43 55 3.8420 Line307 NODE512 NODE516 ABC A-185 2.14 2.14 2.14 125.64 125.64 125.64 126 78,501 33,949 0 3.8470 Line313 NODE516 NODE544 ABC A-70 2.14 2.14 2.14 125.64 125.64 125.64 126 78,501 33,949 0 3.8820 Tran205 04DE544 NODE554 ABC T400-22(15)/ 117.94 117.94 117.94 125.01 125.01 125.01 125 78,501 33,948 189 588 3.8820 Line242 NODE411 NODE412 ABC A-185 22.22 22.22 22.22 125.63 125.63 125.63 126 813,480 85 3.9060 NODE412 NODE413 ABC A-185 20.68 20.68 20.68 125.63 125.63 125.63 126 757,204 11 23 3.9610 Line244 NODE413 NODE414 ABC A-185 20.18 20.18 20.18 125.62 125.62 125.62 126 739,109 10 20 4.0110 Line245 NODE414 NODE415 ABC A-185 19.60 19.60 19.60 125.62 125.62 125.62 126 718,357 10 21 4.0660 Line246 NODE415 NODE416 ABC A-185 18.63 18.63 18.63 125.62 125.62 125.62 126 682,773 14 4.1060 Line247 NODE416 NODE417 ABC A-185 18.63 18.63 18.63 125.61 125.61 125.61 126 682,766 30 62 4.2870 Line248 NODE417 NODE419 ABC A-185 18.36 18.36 18.36 125.61 125.61 125.61 126 672,969 13 28 4.3710 Line249 NODE419 NODE421 ABC A-185 16.89 16.89 16.89 125.60 125.60 125.60 126 619,596 27 57 4.5710 Line250 NODE421 NODE422 ABC A-185 15.65 15.65 15.65 125.59 125.59 125.59 126 574,272 17 36 4.7190 Line251 NODE422 NODE423 ABC A-185 14.24 14.24 14.24 125.59 125.59 125.59 126 522,615 4.7560 Line259 NODE423 NODE233 ABC A-95 5.83 5.83 5.83 125.59 125.59 125.59 126 214,335 352,26 327,83 319,03 308,96 293,72 293,70 288,93 263,94 244,45 222,18 89,933 40 Line243 4.9660 Tran164 NODE233 NODE418 ABC T250-22/04 64.39 64.39 64.39 125.01 125.01 125.01 125 42,856 18,459 103 248 4.9660 Line260 NODE233 NODE420 ABC A-95 1.39 1.39 1.39 125.58 125.58 125.58 126 50,712 21,909 0 5.1660 Tran163 NODE420 NODE442 ABC T250-22/04 76.22 76.22 76.22 124.90 124.90 124.90 125 50,712 21,909 145 369 5.1660 Line261 NODE233 NODE443 ABC A-95 Tran165 NODE443 NODE444 ABC T560-22/04 Line268 NODE443 NODE456 ABC XLPE-95-CU Tran170 NODE456 NODE457 ABC T400-22/04 3.27 3.27 3.27 125.58 125.58 125.58 126 120,759 49,557 5 5.4260 123.48 123.48 123.48 125.10 125.10 125.10 125 82,179 35,472 128 521 5.4260 1.03 1.03 1.03 125.58 125.58 125.58 126 38,575 14,079 0 5.4660 56.66 56.66 56.66 125.30 125.30 125.30 125 38,575 14,079 44 95 5.4660 Page of Current: Amps Voltage: 120 ndV LN Power: Watts, vars I(a) Name 1st Node 2nd Node Phase Library Ref I(b) I(c) |Va| |Vb| |Vc| Min V Total Branch Power Total Losses Total Dist P Q P Q 11 23 5.0840 5.1880 0 5.2060 Line139 NODE423 NODE445 ABC A-185 8.41 8.41 8.41 125.58 125.58 125.58 126 308,277 Line263 NODE445 NODE446 ABC A-185 8.41 8.41 8.41 125.58 125.58 125.58 126 308,266 Line264 NODE446 NODE449 ABC A-95 0.76 0.76 0.76 125.58 125.58 125.58 126 27,709 132,24 132,27 11,910 Tran167 NODE449 NODE450 ABC T160-22/04 41.63 41.63 41.63 124.97 124.97 124.97 125 27,709 11,910 76 140 5.2060 PDHaiBaTrung NODE446 NODE451 ABC DCL22 7.66 7.66 7.66 125.58 125.58 125.58 126 280,553 0 5.1880 Line266 NODE451 NODE452 ABC AV-70 1.07 1.07 1.07 125.58 125.58 125.58 126 39,232 120,35 16,746 0 5.5180 Tran168 NODE452 NODE453 ABC T400-22/04 58.89 58.89 58.89 125.27 125.27 125.27 125 39,232 16,799 48 106 5.5180 Line267 NODE452 NODE454 ABC A-50 0.00 0.00 0.00 125.58 125.58 125.58 126 -53 0 5.6690 Tran169 NODE454 NODE455 ABC T560-22/04 0.00 0.00 0.00 125.58 125.58 125.58 126 -53 -53 5.6690 Line269 NODE451 NODE458 ABC A-240 6.59 6.59 6.59 125.58 125.58 125.58 126 241,321 10 5.4280 NODE458 NODE459 ABC AV-70 0.90 0.90 0.90 125.58 125.58 125.58 126 33,128 103,60 14,213 Line270 0 5.4850 Tran171 04DE459 NODE460 ABC T250-22(15)/ 49.75 49.75 49.75 125.14 125.14 125.14 125 33,128 14,213 61 127 5.4850 Line271 NODE458 NODE461 ABC A-240 5.68 5.68 5.68 125.57 125.57 125.57 126 208,189 89,385 5.6260 Line272 NODE461 NODE462 ABC A-95 0.52 0.52 0.52 125.57 125.57 125.57 126 19,216 8,184 0 5.6460 Tran172 NODE462 NODE465 ABC T250-22/04 28.84 28.84 28.84 125.32 125.32 125.32 125 19,216 8,184 21 5.6460 Line275 NODE461 NODE466 ABC A-240 5.16 5.16 5.16 125.57 125.57 125.57 126 188,971 81,195 5.7390 Line276 NODE466 NODE467 ABC A-240 4.47 4.47 4.47 125.57 125.57 125.57 126 163,600 70,300 5.9060 Line277 NODE467 NODE468 ABC A-240 3.89 3.89 3.89 125.57 125.57 125.57 126 142,396 61,254 5.9890 Line288 NODE468 NODE470 ABC A-240 3.15 3.15 3.15 125.57 125.57 125.57 126 115,369 49,640 0 6.0390 Line280 NODE470 NODE471 ABC A-240 3.15 3.15 3.15 125.57 125.57 125.57 126 115,369 49,640 6.1620 Line287 NODE471 NODE472 ABC AV-70 Tran177 04DE472 NODE473 ABC T160-22(15)/ Line281 NODE471 NODE474 ABC A-95 Line282 NODE474 NODE476 ABC A-95 0.87 Tran176 NODE476 NODE477 ABC T180-22/04 48.02 Tran178 NODE474 NODE484 ABC T160-22/04 48.67 48.67 Line289 NODE471 NODE485 ABC A-185 0.58 Tran179 NODE485 NODE487 ABC T160-22/04 32.12 Tran175 NODE468 NODE480 ABC T160-22/04 40.60 Line284 NODE467 NODE479 ABC AV-70 0.58 0.81 0.81 0.81 125.57 125.57 125.57 126 29,637 12,762 0 6.3270 44.54 44.54 44.54 124.94 124.94 124.94 125 29,637 12,762 80 171 6.3270 1.76 1.76 1.76 125.57 125.57 125.57 126 64,340 27,721 0 6.3130 0.87 0.87 125.57 125.57 125.57 126 31,959 13,759 0 6.5720 48.02 48.02 124.97 124.97 124.97 125 31,959 13,759 81 179 6.5720 48.67 124.86 124.86 124.86 125 32,380 13,961 104 211 6.3130 0.58 0.58 125.57 125.57 125.57 126 21,391 9,156 0 6.3510 32.12 32.12 125.10 125.10 125.10 125 21,391 9,156 46 62 6.3510 40.60 40.60 124.98 124.98 124.98 125 27,026 11,613 73 131 5.9890 0.58 0.58 125.57 125.57 125.57 126 21,203 9,043 0 6.1360 Page of Current: Amps Voltage: 120 ndV LN Power: Watts, vars I(a) Name 1st Node 2nd Node Phase Library Ref I(b) I(c) |Va| |Vb| |Vc| Total Branch Power Min V P Tran174 04DE479 NODE483 ABC T250-22(15)/ Line283 NODE466 NODE478 ABC A-70 Tran173 04DE478 NODE482 ABC T160-22(15)/ Line262 NODE445 NODE447 ABC Tran166 04DE447 NODE448 ABC Tran160 NODE422 NODE441 ABC T320-22/04 Line258 NODE421 NODE438 ABC AV-70 0.41 Tran159 NODE438 NODE439 ABC T160-22/04 22.38 Tran161 NODE421 NODE440 ABC T160-22/04 45.65 Line255 NODE419 NODE432 ABC XLPE-95-CU 0.33 Tran157 04DE432 NODE434 ABC T160-22(15)/ 18.20 Line256 NODE419 NODE433 ABC XLPE-70-CU Tran158 NODE433 NODE435 ABC T560-22/04 Line257 NODE419 NODE436 ABC A-95 Tran162 NODE436 NODE437 ABC T250-22/04 Line254 NODE417 NODE430 ABC XLPE-95-CU Tran156 04DE430 NODE431 ABC T100-22(15)/ Line253 NODE415 NODE428 ABC Tran155 NODE428 NODE429 ABC Tran154 NODE414 NODE427 Line252 NODE413 Tran153 NODE425 Tran152 04DE412 Total Losses Total Dist Q P Q 31.82 31.82 31.82 125.29 125.29 125.29 125 21,203 9,042 25 21 6.1360 0.69 0.69 0.69 125.57 125.57 125.57 126 25,370 10,892 0 5.7890 38.11 38.11 38.11 125.03 125.03 125.03 125 25,370 10,892 58 111 5.7890 A-95 0.00 0.00 0.00 125.58 125.58 125.58 126 -53 0 5.0970 T100-22(15)/ 0.00 0.00 0.00 125.58 125.58 125.58 126 -53 -53 5.0970 77.57 77.57 77.57 125.06 125.06 125.06 125 51,639 22,242 110 291 4.7190 0.41 0.41 125.60 125.60 125.60 126 14,913 6,346 0 4.6690 22.38 22.38 125.27 125.27 125.27 125 14,913 6,346 22 4.6690 45.65 45.65 124.93 124.93 124.93 125 30,385 13,085 92 180 4.5710 0.33 0.33 125.61 125.61 125.61 126 11,866 5,725 0 4.4130 18.20 18.20 125.34 125.34 125.34 125 11,866 5,725 13 -16 4.4130 0.76 0.76 0.76 125.61 125.61 125.61 126 27,157 13,157 0 4.4150 41.64 41.64 41.64 125.43 125.43 125.43 125 27,157 13,157 15 12 4.4150 0.39 0.39 0.39 125.61 125.61 125.61 126 14,337 6,081 0 4.3850 21.50 21.50 21.50 125.41 125.41 125.41 125 14,337 6,081 12 -19 4.3850 0.27 0.27 0.27 125.61 125.61 125.61 126 9,767 4,706 0 4.4570 14.98 14.98 14.98 125.22 125.22 125.22 125 9,767 4,706 18 -14 4.4570 A-95 0.97 0.97 0.97 125.62 125.62 125.62 126 35,575 15,224 0 4.2460 T250-22/04 0.97 0.97 0.97 125.14 125.14 125.14 125 35,574 15,224 71 101 4.2460 ABC T250-22/04 31.81 31.81 31.81 125.33 125.33 125.33 125 20,742 10,052 25 20 4.0110 NODE425 ABC XLPE-50-CU 0.50 0.50 0.50 125.63 125.63 125.63 126 18,084 8,769 0 4.0310 NODE426 ABC T180-22/04 27.74 27.74 27.74 125.26 125.26 125.26 125 18,084 8,769 27 25 4.0310 NODE424 ABC T250-22(15)/ 84.52 84.52 84.52 124.88 124.88 124.88 125 56,236 24,347 176 467 3.9060 Total System Losses: 5,881.67 11,777.89 Page of Phụ lục 15 TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CÁC XUẤT TUYẾN KHU VỰC THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI Xuất tuyến 473/E16.1 CHẾ ĐỘ MÙA MAX Thời gian (h) P(kW) ΔP(kW) 10 6,830.15 6,639.48 6,259.47 6,072.83 5,852.61 5,819.85 6,966.85 8,964.36 9,660.18 10,467.72 103 99 90 85 81 80 107 167 191 122 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 10,377.76 9,842.26 10,380.18 10,819.53 10,696.00 10,330.22 8,804.03 7,091.99 7,480.86 7,693.29 8,089.67 7,846.36 7,183.03 7,476.03 ΔA(kWh) ΔAngày(kWh) ΔPmax(kW) τ(h) 118 198 119 136 132 135 101 110 121 77 84 131 113 121 1,029,197 2,819.72 198.00 5,197.94 Phụ lục 16 TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CÁC XUẤT TUYẾN KHU VỰC THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI Xuất tuyến 475/E16.1 CHẾ ĐỘ MÙA MAX Thời gian (h) 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 P(kW) ΔP(kW) 1,409.11 1,374.73 1,313.50 1,303.83 3,492.02 8,254.03 8,924.88 9,521.34 9,149.66 9,894.09 127 127 127 119 150 182 310 337 320 355 10,204.81 9,728.66 10,807.18 11,171.34 11,059.89 10,710.77 9,139.72 9,823.19 9,983.25 10,063.55 10,540.77 11,620.63 5,028.42 4,582.89 ΔA(kWh) ΔAngày(kWh) ΔPmax(kW) τ(h) 371 247 303 323 317 398 420 352 460 264 289 384 280 270 2,493,055 6,830.29 459.70 5,423.19 DAr r-iec oa xAxc :,-,^ ^ ** Tirii.ONG DAi FiOC BACH KriOA ceNG IroA xA HqI csu Ncnin vryr NAM il{tc lirp - Ttl - Hitnh ph(c Dd t'{ring, ngdlt 56: 333/QD-DI{BK-DT $ I thdng 03 nrim 20I I QUYET DIJ\TH Vt vi$c giao rliithi vir tr{ch nhi$m ciia ngrrd'i hrr6'ng ctln tru4n vin th.1c s} rnumrc TRuor.{G B4,I HQC nACs KHOA CIn ct' Nghi c1!nh s6 32lCP 04 thang zl ndrn 1994 c{ra Chinh phir v} viQc lqp Hr$u t)r.ri iiqc ua Ning; Ciin r:[r Th0ng trr so 08/20l4/TT-BGDDT 20 thdng niur 2014 cira l]Q trrrrrng t]Q Ciiio dpc vi\ Dio tqo vd vi€c bail hdnh Quy chO td chue vi lioqt r1$ng cira eli.ri lioc vitng vi\ cac cry so giio rlirc et;ri hqc vi6n; Qu),6t dinh -.6 6950/QD-DHDN ngiy 01 th6.ng 12 nirm 20l4 ciia Giani d6c Dai hqc Dd Nfrng v0 vitc ban hAnli Quy clinh nhiQm vu, cluy8u triin cua D4i hr.rc , - : Da |.lang, ciic co so'gi6o duc d+i hqc thinh vi0n vd c6c clon v! trpc ilrudc; CIn cil Th6ng tu s6 15/20141TT-RGD&DTngay 15 thang nim 2014 cua BQ tnr6'ng Bo Gido duc va Dio trlo v0 viQc ban hanh Quy ch€ Bao t4o trinh dQ I'h+c s!; Quy0t dinh s6 59[]/QII-DI-IBI{ ngity 27llZl2Arc cira I'IiQu tni&rrg tru}ng Dqri hgc Bach khoa vd viqc ban hiLnh Qulr i11,",1', riao tlo trinh d0 th4c s!; CIn crlQuytlt tllnh s6 1164/EFIBK-DT ngdy 25l08/2016 cira lli$u truong tluorrg Eai hcc liacir iihoa vd viqc c0ng nhfln hoc vi0n cao hgc tlirng tuy6n; Cin cir J'o'trinh sa Ogifn cira khoa DiQn vA viQc Qui,ilt dinh giao cli: ttii lrr-riLr[ rliii liiirri,in thac s! cho l-roc vi8n cao hgc chul,Sn nginh K! thu+t cliqn; ': nghi ciia'l'r'rrong Phong DAo t4o, Xit di ve\ ngtroi QUYET DII\.TH Didu Giao clio hqrc vi6n cao hgc Biri Thauh Hrii, l6p K34.KTD.QNg, chuy6n ngiuih ti! tfuqt rTidrr, thrrc hiqn dO tai lufln vdn "Tinh ta n, phdn ttch vd cti xtfit giai lthirp giiurt ton ,: rlidn ndng lr6'i diQn phiin phdi thdtth phd tlm Qudng l{gdi", dtrd'i sr-r irrr6r:g clan cria PGS.nS Ngo'{tdn Dtrdtry Deti hpc Ed Ndng $idu l{r2c vi6n cao hoc vi ngubi hudng