Thông qua việc đánh giá kết quả tính toán thu nhận các thông số đặc trưng tiêu thụ điện năng, thời gian TTCS lớn nhất, hệ số tổn thất chính xác theo đồ thị và gần đúng theo các công thức kinh nghiệm của lưới điện TP Hà Nội, ta rút ra một số nhận xét như sau:
- Công thức kinh nghiệm đối với các hệ số tính TTĐN đang được áp dụng
cho kết quả có sai số đáng kể so với giá trị tính chính xác từ đồ thị phụ tải.
- Sai số tuyệt đối lớn nhất khi so sánh toàn bộ kết quả tính toán giữa tính
chính xác và tính gần đúng là 11.23%. Có nghĩa là giá trị tính hệ số tổn thất tính theo công thức kinh nghiệm (2.27) cao hơn 11.23% so với kết quả chính xác theo đồ thị phụ tải xây dựng được (3.10).
- Đa số kết quả (hơn 95%) cho phạm vi sai số từ 6-9%, có thể chấp nhận
được trong một số bài toán khi không có đủ dữ liệu về đồ thị phụ tải, hoặc khi không đòi hỏi kết quả có độ chính xác cao.
- Xu hướng của các kết quả nhận tính theo 02 công thức kinh nghiệm đều
lớn hơn giá trị tính chính xác theo đồ thị phụ tải. Do đó các hệ số tổn thất có thể hiệu chỉnh lại theo số liệu của phụ tải trong lưới điện phân phối của TP Hà Nội.
Nhằm mục đích đưa ra kết quả hiệu chỉnh phù hợp nhất đối với điều kiện lưới phân phối TP Hà Nội, các tính toán cần được tiến hành với một khối lượng dữ liệu của phụ tải đủ lớn trong giai đoạn vận hành hiện nay. Tuy nhiên trong nội dung bản luận văn, các tính toán cho một kết quả hiệu chỉnh sơ bộ theo dữ liệu phụ tải hệ thống năm 2019. Qua đó, thay thế hệ số k được lựa chọn trong công thức kinh nghiệm cũ là 0.3 bằng hệ số phù hợp hơn là 0.192.
Do đó, ta có thể đưa ra công thức tính hệ số tổn thất LsF và thời gian tổn thất công suất lớn nhất τ với hệ số k mới phù hợp hơn như sau:
𝜏 = 0.192𝑇𝑚𝑎𝑥 +0.808𝑇𝑚𝑎𝑥 2 8760 PT 4.19 Và: 𝐿𝑠𝐹 = 0.192 + 0.808𝐿𝐹2 PT 4.20
82
CHƯƠNG 5.KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
1. Việc sử dụng các công thức kinh nghiệm để xác định nhanh tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối có ý nghĩa quan trọng trong phân tích hệ thống điện. Từ đó đề xuất các biện pháp giảm tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối sẽ góp phần quan trọng vào mục tiêu giảm tổn thất điện năng trong toàn hệ thống điện. Giúp cho ngành điện chủ động nâng cấp, cải tạo và mở rộng lưới điện hiện có. Đề ra những biện pháp, phương thức vận hành hợp lý, khai thác lưới điện hiệu quả, giảm tổn thất điện năng trong quá trình truyền tải và phân phối đến mức thấp nhất để có thể đáp ứng ngày càng tốt hơn những đòi hỏi về chất lượng điện năng, đồng thời tiết kiệm chi phí đầu tư cho sản xuất, truyền tải. Tuy nhiên, trên thực tế vận hành do còn thiếu các thông tin liên quan đến phụ tải, do đó việc tính toán tổn thất điện năng thường áp dụng các công thức quy đổi dựa trên kinh nghiệm.
Hiện nay, các công thức kinh nghiệm thường áp dụng để xác định tổn thất điện năng hầu hết đều dựa trên các đánh giá của nước ngoài. Từ thực tế áp dụng với số liệu thực tế của lưới điện TP Hà Nội, trong luận vặn đã chỉ ra rằng kết quả thu được từ các công thức kinh nghiệm đều có sai số đáng kể so với giá trị tính chính xác từ đồ thị phụ tải thực tế trên cơ sở dữ liệu thực tế thu thập được ở TP Hà Nội.
2. Luận văn đã trình bày quy trình tính toán nhằm xác định mức độ tổn thất điện năng và xây dựng đồ thị phụ tải cho lưới điện phân phối TP Hà Nội. Dựa vào các đồ thị phụ tải xây dựng được, ta có thể áp dụng để xác định đặc trưng tiêu thụ điện năng và tổn thất điện năng. Từ đó cho phép hiệu chỉnh các công thức kinh nghiệm sao cho phù hợp với điều kiện lưới điện TP Hà Nội phục vụ công tác quy hoạch, thiết kế và phát triển lưới điện trong những giai đoạn tới.
3. Các kết quả tính toán được cho ta thất hầu hết (hơn 96%) trong phạm vi sai số từ 6-9% nằm trong giới hạn 10%. Do đó có thể chấp nhận được trong một số bài toán khi không có đủ dữ liệu chi tiết về phụ tải, hoặc khi không đòi hỏi kết quả có độ chính xác cao. Tuy nhiên xu hướng của kết quả nhận được cho thấy giá trị tính theo công thức kinh nghiệm đều lớn hơn giá trị tính chính xác theo đồ thị phụ tải. Do đó các hệ số tổn thất có thể hiệu chỉnh theo số liệu thực của hệ thống điện TP Hà Nội. Dựa trên kết quả tính toán căn cứ theo dữ liệu năm 2019, luận văn đã đưa ra đề xuất hiệu chỉnh sơ bộ công thức kinh nghiệm nhằm xác định hệ số tổn thất và thời gian tổn thất công suất lớn nhất phù hợp hơn với điều kiện lưới điện phân phối TP Hà Nội. Các kết quả tính toán so sánh cũng cho thấy sai số tính toán TTĐN đã giảm đi đáng kể.
4. Để có được một công thức tính toán xác định tổn thất điện năng một cách chính xác nhất thì việc tiếp tục nghiên cứu, tính toán dựa trên khối lượng dữ liệu đủ lớn của phụ tải trong những giai đoạn khác nhau là vô cùng cần thiết. Từ đó đưa ra các hệ số hiệu chỉnh sao cho phù hợp nhất đối với lưới điện phân phối TP Hà Nội và có thể thay đổi một cách linh hoạt trong các điều kiện vận hành khác nhau của lưới điện.
83
TÀI LIỆU THAM KHẢO
[1] Trần Bách, Lưới điện và Hệ thống điện, Tập 2, Hà Nội: NXB Khoa học và Kỹ thuật, Hà Nội, 2004.
[2] Trần Bách, Giáo trình lưới điện, Hà Nội: NXB Giáo dục, 2007.
[3] Bộ Công thương, Quy định nội dung, phương pháp và trình tự thực hiện nghiên cứu phụ tải điện. Công văn số 19/2017/TT-BCT, Hà Nội, 2017. [4] Hội Điện lực Việt Nam, Đánh giá tiềm năng và các giải pháp giảm tổn
thất điện năng trong hệ thống điện Việt Nam đến năm 2015. Dự án nghiên cứu khoa học cấp nhà nước. Bộ Công thương, Hà Nội, 2011.
[5] Lã Minh Khánh, Trương Ngọc Minh, Trần Kỳ Phúc, Trương Khánh Điệp, Một phương pháp xây dựng đồ thị phụ tải cho lưới điện phân phối Việt Nam. Tạp chí Khoa học và Công nghệ, số 90, Hà Nội, 2012.
[6] Phùng Văn Phú, Tìm hiểu các phương pháp đánh giá tổn thất điện năng kỹ thuật trong lưới điện phân phối, ứng dụng đánh giá tổn thất điện năng cho lưới phân phối Việt Nam. Luận văn thạc sỹ, ĐH Bách Khoa Hà Nội, 2008 [7] Tập đoàn Điện lực Việt Nam EVN, Quy định về tính toán tổn thất điện
năng tại các đơn vị điện lực toàn quốc. Công văn số 288/QĐ-EVN-KTLĐ- KD&ĐNT, Hà Nội, 2008.
[8] Lã Minh Khánh, Trương Ngọc Minh, Phạm Thành Chung, Đánh giá quan hệ giữa hệ số tổn thất và hệ số phụ tải trong lưới phân phối Việt Nam. Tạp chí Điện & Đời sống, 2012.
[9] Grainger J.J., Kendrew T.J, Evaluation of Technical Losses on Electric Distribution Systems, IEEE/PES 10th International Conference on Electricity Distribution, CIRED, 1989.
[10] Gustafson M.W., Baylor J.S, Approximating the System Losses Equation, IEEE Power Engineering Review, Volume 9, Issue 8, 1989. [11] Gustafson M.W., Baylor J.S., The equivalent hours loss factor revisited
power systems. IEEE Transactions on Power Systems, Vol.3, No.4, 1988. [12] Goenen Turan, Electric Power Distribution System Engineering, MacGraw-
Hill Series in Electrical Engineering, 1986.
[13] Leonard L Grigsby, Electric Power Engineering Handbook – Electric Power Generation, Transmission and Distribution, CRC Press, 2007.