Chương III Tính toán tổn thất và đề xuất giải pháp giảm tổn thất điện năng tại Công ty TNHH MTV Điện lực Hải Dương
CHƯƠNG 3: TÍNH TOÁN TỔN THẤT VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TẠI CÔNG TY TNHH MTV ĐIỆN LỰC HẢI
3.1. TÍNH TOÁN TỔN THẤT TRÊN LỘ ĐƯỜNG DÂY 971-TG GIA LỘC
3.1.1. Lý do lựa chọn Đường dây
Theo bảng tổn thất điện năng các đường dây trung thế năm 2015 được trình bày ở trên, ta thấy đường dây 971-TG Gia Lộc là một trong những đường dây có tổn thất kỹ thuật lớn trong các lộ đường dây với tổn thất thực hiện trong năm là 9.37%, là một trong số lộ đường dây có tổn thất lớn nhất trong hệ thống lộ 10 kV của công ty TNHH MTV Điện Lực Hải Dương. Mặt khác, đây cũng là đường dây đã được xây dựng từ lâu, vận hành trong nhiều năm chưa sửa chữa, hay bị quá tải. Lộ đường dây có chiều dài lớn (19.719 Km), bán kính cấp điện áp rộng, phụ tải đa dạng, thuộc khu vực nhiều dân cư phân tán nên có nhiều tiềm năng giảm tổn thất. Vì vậy, em xin đề xuất lựa chọn lộ đường dây 971-TG Gia Lộc để tính toán, tìm hiểu nguyên nhân và đưa ra giải pháp cụ thể nhằm giảm tổn thất điện năng trên lộ đường dây này.
3.1.2 Tính toán tổn thất trên lộ Đường dây 971-TG Gia Lộc 3.1.2.1. Thông số đầu vào tính toán
Hình 3.1: Sơ đồ của lộ đường dây 971-TG Gia Lộc
Thông số đầu vào tính toán
Thông số cơ bản của các trạm biến áp phụ tải và đường dây Cấp điện áp 10kV
- Tổng chiều dài đường dây : L= 19.719 Km, trong đó 8.714Km, nhánh rẽ 11.005 Km
- Tổng số trạm biến áp 20 trạm
Mã hiệu các loại dây dẫn trên lộ đường dây:
+ Đối với dây AC-50: r₀=0. 65(Ω/km); x₀=0.392(Ω/km) + Đối với dây AC-35: r₀= 0.85(Ω/km); x₀=0.403(Ω/km) Sau khi áp dụng công thức: R = L × r ("Ω" ), X = L × x ("Ω" ) Ta có bảng thông số nhánh đường dây như sau:
Bảng 3.1: Thông số nhánh đường dây sau MBA lộ 971-TG Gia Lộc Nhánh loại dây
L (km)
r (Ω/km)
x (Ω/km)
R (Ω)
X (Ω)
Bái Nội AC-35 0.47 0.85 0.403 0.4 0.189
B. Điền Nhi AC-35 0.07 0.85 0.403 0.06 0.028
Thôn Gìa AC-35 0.2 0.85 0.403 0.17 0.081
B.Lê Lợi AC-35 0.09 0.85 0.403 0.077 0.036
Bùi Thượng AC-35 0.06 0.85 0.403 0.051 0.024
B.Bùi Hạ AC-35 0.13 0.85 0.403 0.111 0.052
Bái Thượng AC-35 0.15 0.85 0.403 0.128 0.061
Bái Hạ AC-35 0.2 0.85 0.403 0.17 0.081
UB Đoàn Thượng AC-35 0.31 0.85 0.403 0.264 0.125
Thôn Nghè AC-35 0.1 0.85 0.403 0.085 0.04
Đoàn Thượng AC-35 1.1 0.85 0.403 0.935 0.443
Cát Tiền AC-35 1.1 0.85 0.403 0.935 0.443
Hồng Hưng AC-35 0.03 0.85 0.403 0.0255 0.012
Thôn Đươi AC-35 0.1 0.85 0.403 0.085 0.04
B.Đồng Quang 2 AC-35 0.03 0.85 0.403 0.0255 0.012 Đồng Quang 4 AC-35 1.16 0.85 0.403 0.986 0.468 Đồng Quang 3 AC-35 0.06 0.85 0.403 0.051 0.024
Tiến Huy AC-35 0.04 0.85 0.403 0.034 0.016
Th. Đông Hạ AC-35 0.49 0.85 0.403 0.4165 0.198
Đồng Quang 1 AC-35 0.3 0.85 0.403 0.255 0.121
Bảng 3.2: Thông số trục chính của đường dây 971-TG Gia Lộc
Trục chính Loại dây
L (km)
r (Ω/km)
x (Ω/km)
R (Ω)
X (Ω)
Từ nút H-G AC35 0.5 0.85 0.403 0.425 0.202
Từ nút G-F AC35 0.72 0.85 0.403 0.612 0.29
Từ nút F2-F1 AC35 0.13 0.85 0.403 0.264 0.125
Từ nút F1-F AC35 0.19 0.85 0.403 0.162 0.077
Từ nút F-E AC35 1.202 0.85 0.403 1.022 0.484
Từ nút M-L AC50 0.38 0.65 0.392 0.247 0.149
Từ nút L-K AC50 0.31 0.65 0.392 0.085 0.051
Từ nút K-J AC50 1.116 0.65 0.392 0.725 0.438
Từ nút J1-J AC35 0.38 0.85 0.403 0.323 0.153
Từ nút J-I AC50 0.57 0.65 0.392 0.371 0.223
Từ nút I-E AC50 0.43 0.65 0.392 0.28 0.169
Từ nút E-D AC50 0.2 0.85 0.403 0.17 0.081
Từ nút D-C AC50 0.35 0.65 0.392 0.228 0.137
Từ nút C-B AC50 0.5 0.65 0.392 0.325 0.196
Từ nút B4-B3 AC35 0.7 0.85 0.403 0.595 0.282
Từ nút B3-B2 AC35 0.44 0.85 0.403 0.374 0.177
Từ nút B2-B1 AC35 0.23 0.85 0.403 0.196 0.097
Từ nút B1-B AC35 0.49 0.85 0.403 0.417 0.198
Từ nút B-A AC50 0.87 0.65 0.392 0.566 0.341
Từ nút A- trạm 971-TG Gia Lộc
AC50 1.976 0.65 0.392 1.284 0.775
Bảng 3.3: Thông số các máy biến áp lộ đường dây 971-TG Gia Lộc
STT Tên trạm Sđm
(kVA)
Spt
(kVA) Cos ΔP₀
(kW)
ΔPk
(kW)
1 Bái Nội 400 360 0.87 0.9 4.5
2 B.Bùi Hạ 320 278 0.87 0.735 3.85
3 Bùi Thượng 100 89 0.87 0.32 1.68
4 B.Lê Lợi 320 264 0.87 0.735 3.85
5 Thôn Gìa 180 170 0.87 0.5 2.45
6 B. Điền Nhi 250 190 0.87 0.62 3.2
7 Bái Thượng 250 224 0.87 0.62 3.2
8 Bái Hạ 320 272 0.87 0.735 3.9
9 Hồng Hưng 180 167 0.87 0.9 2.45
10 Cát Tiền 180 156 0.87 0.5 2.45
11 Đoàn Thượng 180 177 0.87 0.735 3.9
12 Thôn Nghè 320 276 0.87 0.735 3.2
13 UB Đoàn Thượng 250 233 0.87 0.5 2.45
14 Thôn Đươi 180 153 0.87 0.5 2.45
15 Đồng Quang 4 250 223 0.87 0.735 3.2
16 B.Đồng Quang 2 250 265 0.87 0.735 3.2
17 Đồng Quang 3 180 169 0.87 0.5 2.45
18 Tiến Huy 400 358 0.87 0.9 4.5
19 Th. Đông Hạ 180 161 0.87 0.5 2.45
20 Đồng Quang 1 180 159 0.87 0.5 2.45
(Nguồn: Phòng kỹ thuật- Công ty TNHH MTV Điện Lực Hải Dương) 3.1.2.2. Tính tổn thất điện năng kỹ thuật cho đường dây
3.1.2.2.1. Tính toán tổn thất điện năng trong máy biến áp:
Áp dụng công thức tính toán tổn thất điện năng trong máy biến áp:
2 0
pt
MBA n
dm
A P t P S
S τ
∆ = ∆ × + ∆ × ÷ ×
Trong đó:
- ∆A: là tổn thất điện năng trong MBA (kWh)
- ∆P0 , ∆Pn : Là tổn thất công suất không tải và ngắn mạch của MBA (kW) - Spt, Sdm là công suất phụ tải và công suất vận hành định mức của MBA.
- t: là thời gian tính toán của giai đoạn xem xét TTĐN, lấy t=8760h - τ :Là thời gian tổn thất công suất lớn nhất
τ =(0.124+Tmax×10−4)2×8760( )h
Với Tmax là thời gian làm việc với công suất lớn nhất của máy biến áp, ta lấy giá trị Tmax trung bình của các trạm biến áp.Vì phụ tải chủ yếu là sử dụng điện chiếu sáng sinh hoạt nên lấy Tmax= 2500h.
4 2
(0,124 Tmax 10 ) 8760
τ = + × − ×
=
(0,124 2500 10 ) 8760+ × −4 2×
= 1225.314 (h) Ta chọn máy biến áp điển hình Bái Nội để tính toán mẫu:
Tổn thất công suất, điện năng trong máy biến ápBái Nội là
∆PBN = ΔPo + ΔPk ×
2 pt đm
S S
÷
= 0.900 + 4.500 x 360 2
400
÷
= 4.545 (kW)
Bái Nội S=360 (KVA)
A
971-TG Gia Lộc
∆ABN =
2 0
pt n
dm
P t P S
S τ
∆ × + ∆ × ÷ ×
= 0.900 x 8760+ 4.500 x 360 2
400
÷
x 1225.314 = 12350.27 (KWh)
Tương tự như trên ta có kết quả tổn thất trong MBA trên đường dây ở phụ lục 1 Từ kết quả tại bảng phụ lục, ta có tổng tổn thất điện năng các MBA như sau:
∆AMBA=∑∆Ai
Với ∆Ai là tổn thất điện năng tại TBA thứ i.
Vậy tổng tổn thất điện năng trong các mba của lộ đường dây 971-TG Gia Lộc là:
ΔAMBA = 173450.837 (kWh)
3.1.2.2.2. Tính toán tổn thất trên các nhánh đường dây
Ta lựa chọn nhánh F là điển hình để tính toán mẫu có sơ đồ như sau:
Hình 3.2: Sơ đồ nhánh E lộ đường dây 971-TG Gia Lộc
Áp dụng công thức xác định tổn thất công suất tác dụng, công suất phản kháng để tính toán tổn thất trên đoạn đường dây :
Đoàn Thượng
Thôn Nghè 2
UB Đoàn
Thượng 1
Hồng Hưng Cát Tiền
F
E G H
PpttruocMBA= PptsauMBA+ ∆PMBA
Qpt =QpttruocMBA= QptsauMBA
Pdd
∆
=
2 2
2 đm
P Q U R
+ ×
∆Qdd =
2 2
2 dm
P Q U L
+ ×
• Tổn thất công suất tác dụng công suất phản kháng trên đoạn Đoàn Thượng là PpttruocMBA.ĐT = PptsauMBA.ĐT + ∆PMBA.ĐT = 243.741+ 3.636= 247.377 (kW)
QPtsauMBA.ĐT = QpttruocMBA.ĐT = 136.082 (kVAr)
∆Pdd.ĐT =
2 2
247.377 136.082 100
+
x 0.357 x 10-3 = 0.285 (kW)
∆Qdd.UBĐT = x 0.169 x 10-3 = 0.135 ( kVAr)
• Tổn thất công suất tác dụng công suất phản kháng trên đoạn Thôn Nghè là PpttrươcMBA.TN = PptsauMBA.TN + ∆PMBA.TN = 153.99+ 2.869=156.859 (kW)
QPtsauMBA.TN = QpttruocMBA.TN = 87.27 (kVAr)
∆Pdd.UBĐT = x 0.077 x 10-3 = 0.025 (kW)
∆Qdd.TN = x 0.036 x 10-3 = 0.017 ( kVAr)
• Tổn thất công suất tác dụng công suất phản kháng trên đoạn UB Đoàn Thượng là
PpttruocMBA.UBĐT = PptsauMBA.UBĐT + ∆PMBA.UBĐT = 135.72+ 2.74 = 138.46 (kW) QPttruocMBA.UBĐT= QptsauMBA.UBĐT = 76.916 (kVAr)
∆Pdd.UBĐT = x 0.23 x 10-3 = 0.058 (kW) ∆Qdd.UBĐT= x 0.109 x 10-3 = 0.027 ( kVAr)
• Tổn thất công suất tác dụng công suất phản kháng trên đoạn Hồng Hưng là PpttrươcMBA.HH = PptsauMBA.HH + ∆PMBA.HH = 139.2+ 2.436=141.636(kW)
QPtsauMBA.HH = QpttruocMBA.HH = 78.888(kVAr)
∆Pdd.HH = x 0.366 x 10-3 = 0.096(kW)
∆Qdd.HH = x 0.173x 10-3 = 0.046( kVAr)
• Tổn thất công suất tác dụng công suất phản kháng trên đoạn Cát Tiền là PpttrươcMBA.CT = PptsauMBA.CT + ∆PMBA.CT = 206.233+ 3.515=209.748 (kW) QPtsauMBA.CT = QpttruocMBA.CT = 114.881 (kVAr)
∆Qdd.CT = x 0.391 x 10-3 = 0.224( kVAr)
3.1.2.2.3. Tính toán tổn thất trên trục phụ và trục chính + Đoạn F2 đến F1
PF2 = PpttruocMBA.ĐT + ∆Pdd.ĐT+ PpttruocMBA.TN+∆Pdd.TN
= 247.377 +0.285 +156.859 +0.025 = 404.546 (kW) QF2= Qpt.ĐT +∆Qdd.ĐT + Qpt.TN +∆Qdd.TN
= 136.082 +0.135 +87.27 +0.017 =223.504( kVAr) ∆PF2F1 = x 0.1105 x 10-3= 0.236(kW)
∆QF2F1 = x 0.052 x10-3= 0.112(kVAr) + Đoạn F1 đến F
Công suất tác dụng và công suất phản kháng tại điểm F1 PF1= PF2 + ∆Pdd.F2F1 + Ppttruoc.UBĐT +∆Pdd.UBĐT
=404.546 + 0.236+138.46 + 0.058 = 543.3(kW) QF1= QF2 +∆Qdd.F2F1 + Qpt.UBĐT+∆Qdd.UBĐT
= 223.504+0.112+76.916 +0.027 = 300.559 ( kVAr) ∆PF1F= x 0.1615 x 10-3= 0.623(kW)
∆QF1F = x 0.077 x 10-3= 0.295 (kVAr) + Đoạn H đến G
Công suất tác dụng và công suất phản kháng tại điểm H PH= Ppttruoc.HH +∆Pdd.HH
=141.636+ 0.096 =141.732 (kW) QH = Qpt.HH+∆Qdd.HH
= 78.888+0.046 =78.934 ( kVAr) ∆PHG= x 0.425 x 10-3= 0.112(kW) ∆QHG = x 0.202 x 10-3= 0.053 (kVAr) + Đoạn G đến F
Công suất tác dụng và công suất phản kháng tại điểm G PG= PH + ∆PHG+ Ppttruoc.CT +∆Pdd.CT
=141.732 +0.112+ 209.748 +0.472 =351.968 (kW) QG = QH +∆Qdd.HG + Qpt.CT+∆Qdd.CT
= 78.934 +0.053 +114.881 +0.224=194.046( kVAr) ∆PGF = x 0.612 x 10-3= 0.989 (kW)
∆QGF = x 0.29 x 10-3= 0.469 (kVAr) + Tại điểm F
PF= PG + ∆PGF + PF1 + ∆PF1F
= 351.968 +0.989 +543.3+ 0.623 =896.879 (kW) QF= QG. +∆QGF +QF1. +∆QF1F
=194.046+0.469 +300.559 +0.295 = 495.369 ( kVAr) + Trục chính Từ điểm F đến điểm E
∆PFE= x 1.022 x 10-3=10.726 (kW)
∆QFE= x 0.484 x 10-3= 5.085(kVAr)
Tính toán tương tự các nhánh và Trục phụ sau đó cộng dồn từ cuối đoạn lên ta sẽ có bảng tổn thất của lộ đường dây 971-TG Gia Lộc ở phụ lục2 và 3
Do cos� là như nhau cho đường dây có nhiều phụ tải nên tổn thất điện năng được tính theo công thức dưới đây:
i i
A = ∆ ×P τ Trong đó: τ =(0,124+Tmax×10 )−4 2×8760
Với Tmax là thời gian làm việc với công suất lớn nhất của máy biến áp, ta lấy giá trị Tmax trung bình của các trạm biến áp.Vì phụ tải chủ yếu là sử dụng điện chiếu sáng sinh hoạt nên lấy Tmax= 2500h.
4 2
(0,124 Tmax 10 ) 8760
τ = + × − ×
=
(0,124 2500 10 )+ × −4 2×8760
= 1225.314 (h)
Tổng tổn thất điện năng trên dây dẫn:
∑∆Ad= 681,745.105 ( kWh)
Tổng tổn thất điện năng trong các máy biến áp:
∆AMBA= 173,450.838 (kWh)
Vậy tổn thất điện năng tính toán của đường dây như sau
∆A971-TG Gia Lộc = ∆Add+∆AMBA= 681,745.105 + 173,450.838 = 855,195.943 (kWh) Theo số liệu tính toán thì lượng tổn thất sẽ chiếm