Đồ thị phụ tải ngày đêm của lưới điện mẫu
CHƯƠNG III: TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CHO CÁC LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THỰC TẾ CỦA VIỆT NAM
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THỰC TẾ CỦA VIỆT NAM
III.1 Dữ liệu tiêu thụ điện năng của các hộ tiêu thụ và đồ thị phụ tải điển hình của các thành phần phụ tải.
III.1.1 Dữ liệu điện năng tiêu thụ của các thành phần phụ tải
Số liệu lưu trữ từ Viện Năng lượng và Ban Kỹ thuật sản xuất - EVN cho giai đoạn từ 2001÷2010 [4] cho biết điện năng thương phẩm đã bán cho các thành phần phụ tải, bao gồm: Công nghiệp – Xây dựng, Nông, Lâm, Ngư nghiệp, Thương mại - Dịch vụ, Quản lý tiêu dùng và Thành phần còn lại (gọi là thành phần khác).
Các dữ liệu trên được thống kê cho tất cả các đơn vị điện lực trong toàn quốc, chi tiết đến quận huyện. Các thông số có thể có được cho mỗi đơn vị điện lực có dạng như trong bảng III.1, (theo [4]):
Bảng III.1. Số liệu “Bán điện năng theo từng thành phần phụ tải”,
Điện lực Yên Hưng – Quảng Ninh, 2009.
Thành phần Điện năng thương phẩm
năm 2010, kWh Tỷ lệ, % Công nghiệp - Xây dựng (Công nghiệp) 25.698.816 34,30% Nông, Lâm, Ngư nghiệp (Nông nghiệp) 506.665 0,68%
Thương mại - Dịch vụ (Thương mại) 1.230.656 1,64% Quản lý tiêu dùng (Dân dụng) 45.750.678 61,06%
Thành phần khác (Công cộng) 1.737.656 2,32%
Như vậy các dữ liệu trên cho thấy mức độ tiêu thụ điện năng của từng thành phần trong tổng điện năng tiêu thụ của phụ tải trong lưới điện phân phối của từng năm (hình III.1). Trên cơ sở bảo toàn điện năng tiêu thụ, thông tin này giúp xây dựng đồ thị phụ tải cho phụ tải của lưới phân phối, khi biết đồ thị phụ tải điển hình của mỗi thành phần.
TMDV
1,64%% Nông, lâm, ngư nghiệp 0,68% CN, XD 34,3% TP khác 2,32% Quản lý tiêu dùng 61,06%
Công nghiệp, xây dựng (Công nghiệp) Nông, lâm, ngư nghiệp (Nông nghiệp) Thương mại dịch vụ (Thương mại) Quản lý tiêu dùng (Dân dụng) Thành phần khác (Công cộng)
Hình III.1. Tỷ lệ điện năng tiêu thụ của từng thành phần phụ tải năm 2009 của Điện lực Yên Hưng – Quảng Ninh.
III.1.2 Đồ thị phụ tải điển hinh của các thành phần phụ tải
Đồ thị phụ tải điển hình cho các phân ngành và thành phần phụ tải được xây dựng và chuẩn hóa tại Cục Điều tiết Điện lực, Bộ Công Thương năm 2006 [4].
Dữ liệu điện năng đo đếm của các khách hàng mẫu thu thập được trong khuôn khổ Chương trình nghiên cứu phụ tải năm 2010 được tổng hợp, chuẩn hóa và nhập vào phần mềm Itron LRS để phục vụ việc xây dựng biểu đồ phụ tải.
Từ các kết quả tính toán và xây dựng biểu đồ phụ tải từ phần mềm đối với 25 phân ngành theo thiết kế mẫu, đồ thị phụ tải điển hình được xây dựng cho 5 thành
phần phụ tải của lưới điện phân phối, bao gồm: Công nghiệp – Xây dựng, Nông, Lâm, Ngư nghiệp, Thương mại - Dịch vụ, Quản lý tiêu dùng dân cư (Dân dụng) và Thành phần khác (Công cộng). Có 3 loại đồ thị phụ tải ngày điển hình được chuẩn hóa là ngày làm việc, ngày cuối tuần và ngày cực đại năm. Trong đó đồ thị phụ tải điển hình của ngày cực đại chỉ được xây dựng phục vụ một số mục đích đặc biệt như đánh giá khả năng điều chỉnh, truyền tải của lưới.
Hình III.2. Đồ thị ngày làm việc điển hình của các thành phần phụ tải
Trong hình vẽ là đồ thị ngày làm việc điển hình của các thành phần với các ký hiệu: NN – Nông, Lâm, Ngư nghiệp; CN – Công nghiệp - Xây dựng; CC – Thành phần khác (Công cộng); TM – Thương mại - Dịch vụ; DD – Quản lý tiêu dùng dân cư (Dân dụng).
Hình III.2 và III.3 thể hiện đồ thị phụ tải điển hình cho ngày làm việc và ngày cuối tuần của 5 thành phần phụ tải trong lưới điện phân phối. Đồ thị cho biết tỷ lệ công suất tương đối trong từng giờ của mỗi thành phần phụ tải.
Hình III.3. Đồ thị phụ tải điển hình ngày cuối tuần của các thành phần phụ tải
III.2 Xây dựng đồ thị phụ tải của lưới điện phân phối
Sử dụng các dữ liệu đã trình bày ở trên, luận văn dự kiến xây dựng đồ thị phụ tải điển hình cho lưới phân phối. Mức độ chi tiết của đồ thị phụ thuộc vào dữ liệu thống kê của điện năng thương phẩm bán được trong năm. Quy trình được xây dựng trên cơ sở bảo toàn điện năng tiêu thụ nhằm tính toán công suất tương ứng tại mỗi giờ trong đồ thị phụ tải ngày của lưới phân phối.
Đối với lưới điện phân phối của mỗi điện lực, ký hiệu Ai (i=1÷5) lần lượt là điện năng bán được cho từng thành phần phụ tải. Trong đó thành phần “khác” của số liệu bán điện năng của Ban Kỹ thuật sản xuất – EVN được coi là thành phần “công cộng” trong đồ thị phụ tải điển hình của Cục Điều tiết điện lực.
Do chỉ xét đặc trưng về điện năng tiêu thụ, quy trình này sẽ không sử dụng đồ thị của ngày cực đại. Khi đó đồ thị điển hình của mỗi thành phần phụ tải cho biết tỷ lệ công suất tiêu thụ tại mỗi giờ trong ngày gồm: ngày làm việc – ký hiệu PLVt(i);
ngày cuối tuần – PCTt(i) là công suất tương đối trong giờ t của thành phần phụ tải i, với t = 1÷24.
Như vậy điện năng tiêu thụ của mỗi thành phần phụ tải i sẽ là:
24 24
(i) (i)
i 1 t 2 t
t=1 t=1
A =n .(PLV )+n .(PCT ) (3.1) Và tổng điện năng tiêu thụ là:
5
Σ i
i=1
A =A (3.2)
Trong đó n1 là số ngày làm việc và n2 là số ngày cuối tuần tương ứng. Trong luận văn, khi đánh giá kết quả trong nhiều năm, một cách tổng quát ta có thể lấy số liệu n1 = 251 và n2 = 104.
Các bước tính toán công suất mỗi giờ trong đồ thị phụ tải ngày đêm như sau: Xác định công suất tương đối mỗi giờ:
5 (i) i (i) i t t i=1 Σ A P = (P . ) A (3.3)
Từ bảng kết quả, tiến hành xác định thời điểm công suất lớn nhất (phụ tải đỉnh ngàu đêm) tương đối Pmax, cho Pmax =1 và quy đổi tương ứng các giá trị công suất trong các giờ còn lại kt = Pt/Pmax.
Xác định công suất lớn nhất thực tế: Σ TTmax 24 t t=1 A P = k (3.4)
Từ đó có thể xác định được các đặc trưng tiêu thụ điện năng và hệ số tổn thất từ đồ thị phụ tải: 24 24 2 2 1 t 2 t t=1 t=1 2 TTmax n . (PLV ) +n . (PCT ) τ= P (3.5)
và
LsF = τ/T, với T = 8760h (3.6)
Với số liệu đã có từ năm 2001 đến năm 2010, đồ thị phụ tải của lưới điện phân phối có thể được xây dựng cho tất cả các đơn vị tỉnh thành trong toàn quốc.
Ở đây luận văn trình bày kết quả tính toán xây dựng đồ thị phụ tải ngày đối với một số khu vực, minh họa trên hình III.4 (xây dựng theo số liệu của Điện lực Yên Hưng – Quảng Ninh) và hình III.5 (theo số liệu của Điện lực Điện Biên).
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
Để so sánh, có thể xét đồ thị phụ tải của 2 lưới điện phân phối với đặc trưng khác nhau là Hà Nam và Quảng Ninh trên hình III.6 và hình III.7.
Có thể thấy rằng đồ thị phụ tải trong giai đoạn này của Hà Nam và Quảng Ninh có một số đặc trưng về tiêu thụ điện năng khác nhau, phụ thuộc vào tính chất của phụ tải trong khu vực.
Đồ thị phụ tải của Quảng Ninh tương đối bằng phẳng với LF = 0,821; có giá trị cực đại là đỉnh sáng (lúc 11h), phù hợp với thực tế vận hành của lưới điện một tỉnh công nghiệp. Trong khi đó lưới phân phối Hà Nam có chênh lệch giữa phụ tải max và min lớn hơn với LF = 0,753; phụ tải cực đại ngày làm việc tại 19h, và ngày cuối tuần tại 20h.
Hình III.6. Đồ thị phụ tải ngày của lưới điện phân phối Hà Nam 2009
Tính chính xác từ đồ thị phụ tải đã xây dựng được, có thể nhận được các thông số đặc trưng về tổn thất điện năng bao gồm thời gian tổn thất công suất lớn nhất (τ), hệ số tổn thất (Loss Factor). So sánh với kết quả tính theo công thức kinh nghiệm, có thể thấy được xu hướng sai số. Kết quả tính cho phụ tải lưới điện Yên Hưng – Quảng Ninh năm 2009 trình bày trên bảng III.2 như sau:
Bảng III.2. Hệ số tổn thất điện năng tính từ đồ thị phụ tải lưới điện Yên Hưng
τ từ đồ thị phụ tải, công thức (1.12) 4641,25 h τ theo công thức kinh nghiệm (2.10) 4847,35 h
Sai số giữa 2 công thức +4,44%
LsF từ đồ thị phụ tải, công thức (1.16) 0,530 LsF từ công thức kinh nghiệm (2.27) 0,563
Sai số giữa 2 công thức +6,22%
III.3 Tính toán so sánh hệ số tổn thất
III.3.1 Quy trình tính toán
Có thể tóm tắt quy trình tính toán so sánh hệ số tổn thất như sau:
1. Thu thập dữ liệu điện năng tiêu thụ của phụ tải và đồ thị phụ tải ngày điển hình của 5 thành phần phụ tải. Số liệu tính toán dựa trên nguồn là Ban Kỹ thuật sản xuất - EVN và Cục Điều tiết điện lực, Bộ Công Thương năm 2010. Cụ thể chi tiết về dữ liệu đã trình bày trong mục III.1.
2. Xây dựng đồ thị phụ tải ngày đêm cho ngày làm việc và ngày điển hình của lưới điện phân phối, phương pháp đã trình bày trong mục III.2.
3.a Tính chính xác TTĐN theo đồ thị phụ tải bằng cách chia đồ thị phụ tải thành 24 giờ, sử dụng công thức (1.5).
3.b Xác đinh các giá trị Tmax, LF và τ, LsF theo công thức (1.12) and (1.16). Cụ thể thời gian sử dụng công suất lớn nhất Tmax bằng:
24 24 1 max LVt 2 max CTt t=1 t=1 max max max n P K +n P K A T = = P P Rút gọn ta có: 24 24 max 1 LVt 2 CTt t=1 t=1 T = n .K +n .K (3.7)
Giá trị tính chính xác của thời gian TTCS lớn nhất τ là:
24 24 2 2 2 2 1 max LVt 2 max CTt t=1 t=1 cx 2 max max n .P . K +n .P . K ΔA τ = = ΔP P Rút gọn ta được: 24 24 1 2 t=1 t=1 2 2 LVt CTt = n . K +n . K (3.8)
Hệ số tải được xác định như sau: T T i=1 max 0 max P(i) 1 LF= . P(t).dt= P .T P .T (3.9) Và hệ số tổn thất bằng: T 2 T 2 tb i=1 2 2
max max 0 max
P(i) ΔP 1 LsF= = P(t) dt= ΔP P .T. . P .T (3.10)
3.c Xác định các giá trị của τ, LsF theo các công thức kinh nghiệm (2.10) và (2.26) từ kết quả tính được Tmax và LF trong bước 3.b.
4. So sánh và đánh giá kết quả.
Sai số trong kết quả tính hệ số tổn thất theo 3.b và 3.c được đánh giá như sau:
KN - CX
δ = .100%
CX (3.11)
Trong đó KN là kết quả tính theo công thức kinh nghiệm và CX là kết quả tính chính xác theo đồ thị phụ tải.
III.3.2 Kết quả tính toán
Quy trình tính toán trên được áp dụng cho số liệu của tất cả các điện lực trong giai đoạn 2001-2010, trong đó có cả số liệu điện năng tiêu thụ của toàn quốc. Luận văn trình bày chi tiết các bước tính cho lưới điện toàn quốc như sau:
1. Đồ thị phụ tải điển hình tháng 1 năm 2009.
Đồ thị phụ tải điển hình khu vực miền Bắc, miền Trung và miền Nam được xây dựng trên cơ sở số liệu từ Viện Năng lượng, Bộ Công Thương năm 2010.
a. Khu vực miền Bắc.
Trong bảng III.3 là đồ thị phụ tải ngày điển hình khu vực miền Bắc năm 2009, số liệu trong mỗi giờ là giá trị tương đối của công suất tiêu thụ trong lưới điện.
Bảng III.3. Đồ thị phụ tải ngày điển hình miền Bắc tháng 1 năm 2009.
Giờ 1 2 3 4 5 6 7 8
Ngày làm việc 0,434 0,425 0,426 0,423 0,445 0,552 0,630 0,650 Ngày cuối tuần 0,439 0,425 0,428 0,429 0,446 0,524 0,590 0,621
Ngày làm việc 0,669 0,750 0,831 0,630 0,569 0,630 0,649 0,689 Ngày cuối tuần 0,641 0,721 0,778 0,589 0,560 0,579 0,630 0,679
Giờ 17 18 19 20 21 22 23 24
Ngày làm việc 0,868 0,988 0,879 0,786 0,721 0,612 0,540 0,470 Ngày cuối tuần 0,821 0,961 0,862 0,771 0,686 0,587 0,541 0,468
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Ngày làm việc Ngày cuối tuần
Hình III.8. Đồ thị phụ tải ngày điển hình miền Bắc tháng 1 năm 2009
Có thể thấy phụ tải ngày đạt cực đại là vào lúc lúc 18 giờ trong ngày làm việc (đỉnh tối). Cho công suất giờ cực đại bằng 1, quy đổi lại 2 đồ thị phụ tải ta có kết quả như sau (bảng III.4):
Bảng III.4. Hệ số công suất tương đối mỗi giờ (Kt) miền Bắc tháng 1 năm 2009.
Giờ 1 2 3 4 5 6 7 8
Ngày làm việc 0,439 0,430 0,431 0,430 0,450 0,559 0,631 0,660 Ngày cuối tuần 0,450 0,429 0,438 0,436 0,451 0,528 0,589 0,625
Giờ 9 10 11 12 13 14 15 16
Ngày làm việc 0,679 0,749 0,832 0,630 0,582 0,630 0,660 6,688 Ngày cuối tuần 0,650 0,726 0,789 0,610 0,564 0,589 0,634 0,694
Giờ 17 18 19 20 21 22 23 24
Ngày làm việc 0,886 1,010 0,889 0,810 0,710 0,620 0,546 0,470 Ngày cuối tuần 0,828 0,970 0,859 0,770 0,679 0,602 0,545 0,466
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Ngày làm việc Ngày cuối tuần
Hình III.9. Đồ thị hệ số công suất tương đối mỗi giờ (Kt) miền Bắc tháng 1 năm 2009
Quy trình tính toán cho kết quả xác định các thông số chính xác và theo công thức kinh nghiệm như sau (bảng III.5):
Bảng III.5. Kết quả tính Tmax, , LF, LsF miền Bắc tháng 1 năm 2009.
Tmax, h cx, h kn1, h kn2, h LF LsFcx LsFkn
Theo Theo Theo Theo Theo Theo Theo
(3.7) (3.8) (2.11) (2.12) (3.9) (3.10) (2.27) 5564 3743 4055 4142 0,636 0,428 0,474
b. Khu vực miền Trung.
Trong bảng III.6 là đồ thị phụ tải tương đối mỗi giờ của lưới điện miền Trung tháng 1 năm 2009. Giá trị công suất cực đại cũng tại 18 giờ của ngày làm việc, kết quả tính quy đổi về Pmax = 1 cho trong bảng III.7.
Bảng III.6. Đồ thị phụ tải điển hình miền Trung tháng 1 năm 2009.
Giờ 1 2 3 4 5 6 7 8
Ngày làm việc 0,379 0,378 0,375 0,388 0,450 0,579 0,576 0,589 Ngày cuối tuần 0,371 0,369 0,364 0,369 0,421 0,539 0,560 0,573
Giờ 9 10 11 12 13 14 15 16
Ngày làm việc 0,635 0,759 0,749 0,554 0,520 0,569 0,619 0,689 Ngày cuối tuần 0,619 0,728 0,750 0,560 0,510 0,529 0,578 0,679
Giờ 17 18 19 20 21 22 23 24
Ngày làm việc 0,863 0,950 0,888 0,809 0,720 0,610 0,479 0,416 Ngày cuối tuần 0,829 0,928 0,860 0,779 0,671 0,540 0,441 0,388
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Ngày làm việc Ngày cuối tuần
Hình III.10. Đồ thị phụ tải ngày điển hình miền Trung tháng 1 năm 2009 Bảng III.7. Công suất tương đối mỗi giờ (Kt) miền Trung tháng 1 năm 2009.
Giờ 1 2 3 4 5 6 7 8
Ngày làm việc 0,404 0,391 0,394 0,416 0,469 0,615 0,610 0,627 Ngày cuối tuần 0,392 0,387 0,382 0,389 0,438 0,570 0,590 0,611
Giờ 9 10 11 12 13 14 15 16
Ngày làm việc 0,663 0,805 0,790 0,586 0,550 0,607 0,651 0,729 Ngày cuối tuần 0,650 0,761 0,789 0,590 0,535 0,559 0,610 0,725
Giờ 17 18 19 20 21 22 23 24
Ngày làm việc 0,911 1,01 0,938 0,855 0,756 0,639 0,510 0,438 Ngày cuối tuần 0,875 0,969 0,904 0,823 0,710 0,568 0,465 0,412
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Ngày làm việc Ngày cuối tuần
Hình III.11. Đồ thị công suất tương đối mỗi giờ (Kt) miền Trung tháng 1 năm 2009
Quy trình tính toán cho kết quả xác định các thông số đặc trưng tiêu thụ điện năng, thời gian TTCS lớn nhất, hệ số tổn thất chính xác theo đồ thị trong bảng trên