Đề tài Tính toán tổn thất điện năng và đề xuất biện pháp giảm tổn thất áp dụng cho lộ 971-7 chi nhánh điện Văn Lâm- Điện lực Hưng Yên

= Kmax. Ptb (3.7) d. Xác định hao tổn công suất tác dụng trong máy biến áp tại các trạm tiêu thụ và dòng điện cực đại (Imax) tại các trạm tiêu thụ * Xác định hệ số cosφ tại các trạm tiêu thụ Để xác định hệ số cosφ tại các trạm tiêu thụ ta tiến hành đo điện năng trong khoảng thời gian rất ngắn. Áp dụng công thức (3.8) Ta tính được hệ số công suất (3.9) * Tổn thất công suất tác dụng trong máy biến áp được xác định theo công thức: KW (3.10) Trong đó: ΔPBA - Tổn thất công suất tác dụng trong máy biến áp, KW ΔP0 - Tổn thất công suất không tải của máy biến áp, KW ΔPk - Tổn thất ngắn mạch, KW Spt – Công suất phụ tải, KVA Công suất của phụ tải được tính theo công thức : (3.11) cosφ - hệ số công suất của phụ tải Sdm – Công suất định mức của máy biến áp, KVA * Công suất tính toán của các trạm tiêu thụ khi xét đến hao tổn trong máy biến áp được xác định theo biểu thức Ptt = Pmax + ∆PBA Vậy dòng điện cực đại tại các trạm tiêu thụ được xác định theo công thức sau: (3.12) e. Tổng hợp phụ tải Sau khi xác định được công suất cực đại hoặc dòng điện cực đại tại các trạm tiêu thụ ta tiến hành tổng hợp phụ tải. Để tổng hợp phụ tải ta sử dụng phương pháp hệ số đồng thời Đối với lưới điện phân phối 6 – 35 KV khi xác định công suất tính toán tại một điểm nút của lưới điện có sự tham gia của các trạm biến áp thì hệ số đồng thời có thể xét theo bảng dưới đây Số lượng trạm 2 3 4 - 6 7 - 15 16 - 25 ≥ 26 Kdt 0,9 0,85 0,8 0,75 0,65 0,6 Khi đó công suất tính toán tại một nút Ptt = Kđt.ΣPtti Áp dụng để tổng hợp phụ tải cho một lộ ta tổng hợp cho cho cả lộ f. Xác định hao tổn điện năng Như đã trình bày ở trên do không thể xây dựng được đồ thị phụ tải của tất cả các trạm tiêu thụ nên ta sẽ xác định hao tổn điện năng toàn mạng với τmax không đổi được xác định tại đầu đường dây + Nếu đường dây có một phụ tải, hao tổn điện năng được xác định theo công thức: KWh (3.13) Trong đó: Imax - là dòng điện cực đại chạy trong mạng (A) R - điện trở các đoạn dây dẫn (Ω) + Nếu đường dây có nhiều phụ tải thì hao tổn điện năng của cả mạng bằng hao tổn điện năng của các đoạn cộng lại. KWh (3.14) 3.2. Xây dựng đồ thị phụ tải điển hình của lộ 971-7 Văn Lâm Trong thời gian thực tập chúng tôi đã tiến hành đo công suất của trạm biến áp trung gian lộ 971-7 Văn Lâm trong một số ngày điển hình của mùa đông. Chúng tôi dã tiến hành đo đếm và quan sát ghi chỉ số công tơ của lộ 971-7 Vân Lâm đặt tại đầu nguồn sau mỗi giờ và thu được điện năng của lộ trong 1 giờ chính bằng công suất của lộ trong giờ đó. Chúng tôi tiến hành đo trong 7 ngày thu được số liệu sau khi tính toán và sử lý được thể hiện qua các bảng số liệu 1. Từ số liệu tính toán của bảng 1 ta xây dựng được đồ thị phụ tải ngày mùa đông của lộ 971-7 Văn Lâm thể hiện trong các hình 1. 3.2.1. Xây dựng đồ thị phụ tải mùa đông Bảng 1: Công suất đo ngày điển hình mùa đông lộ 971-7 Văn Lâm Giờ đo Công Suất Các Ngày Đo (kW) 20/2 21/2 22/2 23/2 24/2 25/2 26/2 P 1 120 146 132 156 132 134 124 134.86 4.35 2.8 137.66 2 120 120 132 156 162 134 124 135.43 5.98 3.84 139.27 3 120 120 126 172 162 134 127 137.29 7.36 4.73 142.02 4 179 208 210 258 256 265 295 238.71 14.19 9.12 247.83 5 236 208 267 263 274 265 254 252.43 8.07 5.19 257.62 6 293 208 212 263 296 278 267 259.57 12.6 8.1 267.67 7 314 292 381 360 315 356 312 332.86 11.4 7.32 340.18 8 393 370 362 356 364 378 354 368.14 4.78 3.07 371.21 9 580 563 519 586 532 528 564 553.14 9.33 5.99 559.13 10 580 548 589 579 567 583 527 567.57 7.84 5.04 572.61 11 575 548 598 605 616 556 557 579.29 9.47 6.08 585.37 12 418 402 426 411 427 435 441 422.86 4.74 3.05 425.91 13 404 407 418 424 428 426 319 403.71 13.47 8.66 412.37 14 410 421 421 416 443 436 389 419.43 6.16 3.96 423.39 15 410 452 407 426 425 447 404 424.43 6.7 4.31 428.74 16 464 483 407 485 470 468 408 455 11.67 7.5 462.5 17 575 643 590 625 627 632 614 615.14 8.5 5.46 620.6 18 833 837 828 810 815 823 817 823.29 3.47 2.23 825.52 19 754 721 764 712 708 686 734 725.57 9.51 6.11 731.68 20 649 645 706 705 608 695 598 658 15.8 10.2 668.15 21 464 581 556 543 536 607 598 555 16.91 10.9 565.87 22 409 395 389 407 454 398 406 408.29 7.49 4.81 413.1 23 230 284 243 222 225 218 268 241.43 8.86 5.69 247.12 24 184 198 232 315 209 212 221 224.43 14.98 9.63 234.06 Hình 1 : Đồ thị phụ tải ngày mùa đông lộ 971-7 Văn Lâm Tính toán các thông số của đồ thị phụ tải mùa đông: Phụ tải trung bình: P== 419.98 ( kW ) Thời gian sử dụng công suất cực đại: T== 12.21 ( h ) Thời gian hao tổn công suất cực đại: == 7.54 ( h ) Hệ số điền kín của đồ thị: k == 0.5 3.2.2. Xây dựng đồ thị phụ tải mùa hè Số liệu tháng 6 em không thể đo đếm được vì vậy em thu thập thông qua sổ nhật ký vận hành của trạm. Qua quá trình đo đếm và thu thập số liệu ta có bảng số liệu sau: Bảng 2: Công suất đo ngày điển hình mùa hè lộ 971 -7 Văn Lâm Giờ đo 8/6 9/6 10/6 12/6 13/6 14/6 15/6 P Ptt2 1 190 200 215 200 210 210 210 205.0 8.02 210.2 44163.0 2 190 200 215 200 210 210 210 205.0 8.02 210.2 44163.0 3 220 230 250 265 262 263 265 250.7 17.15 261.7 68507.8 4 220 230 250 265 262 263 265 250.7 17.15 261.7 68507.8 5 250 250 265 270 275 275 270 265.0 10.00 271.4 73674.2 6 250 255 265 270 270 275 280 266.4 9.90 272.8 74414.4 7 280 300 310 320 320 330 350 315.7 20.60 329.0 108208.1 8 300 320 350 350 355 355 360 341.4 20.82 354.8 125890.1 9 400 385 380 420 420 425 400 404.3 16.57 414.9 172166.9 10 525 550 550 565 570 580 580 560.0 18.32 571.8 326920.9 11 525 550 560 560 580 620 600 570.7 29.57 589.7 347769.7 12 550 545 545 545 550 650 650 576.4 46.58 606.4 367672.4 13 500 520 530 550 560 520 600 540.0 30.71 559.7 313297.7 14 450 420 450 560 560 560 650 521.4 76.98 570.9 325915.4 15 450 430 420 550 565 560 600 510.7 68.99 555.1 308080.5 16 550 550 525 525 565 550 600 552.1 23.73 567.4 321931.4 17 750 745 685 690 725 745 750 727.1 26.30 744.0 553595.5 18 850 845 865 865 875 865 800 852.1 23.28 867.1 751862.4 19 750 760 775 800 760 765 780 770.0 15.35 779.9 608181.6 20 650 620 655 635 640 645 635 640.0 10.69 646.9 418440.8 21 380 380 400 450 460 460 480 430.0 38.91 455.0 207025.0 22 250 265 320 325 345 360 365 318.6 41.72 345.4 119287.3 23 190 200 220 220 210 215 215 210.0 10.35 216.7 46937.2 24 190 200 220 220 210 215 215 210.0 10.35 216.7 46937.2 Hình 2 : Đồ thị phụ tải ngày mùa hè lộ 971-7 Văn Lâm Tính toán các thông số của đồ thị phụ tải mùa hè: Phụ tải trung bình: P== 453,3 ( kW ) Thời gian sử dụng công suất cực đại: T== 12,55 ( h ) Thời gian hao tổn công suất cực đại: == 7.8 ( h ) Hệ số điền kín của đồ thị: k == 0.52 3.2.2. Xây dựng đồ thị phụ tải năm Đồ thị phụ tải năm được xác định trên cơ sở đồ thị phụ tải điển hình ngày, đêm, mùa hè, mùa đông bằng phương pháp cộng đồ thị theo khoảng thời gian. Tùy theo đặc điểm của tong vùng mà chọn số ngày mùa hè, mùa đông cho thích hợp. Đối với vùng đồng bằng bắc bộ thường lấy mùa hè là 190 ngày và mùa đông là 175 ngày. Cách xây dựng: Kẻ đường thẳng đi qua điểm cao nhất của đồ thị phụ tải ngày đêm và xác định thời gian tác động của phụ tải này trong năm tức là ứng với phụ tải P1 ta sẽ có thời gian t1 = t1h + t1đ, tiếp theo ta kẻ đường thẳng đi qua bậc thang thứ 2 và xác định P2 ứng với thời gian t2, tiếp tục cho đến Pn. Ta thiết lập được bảng tác động của phụ tải trong năm và căn cứ vào đó để xây dựng đồ thị phụ tải năm. Công suất Thời gian tác động P1 t1 = 190. t1h + 175. t1đ P2 t2 = 190. t2h + 175. t2đ … …………………….. Pn Pn = 190. tnh + 175. tnđ Bảng 3: Số liệu công suất tiêu thụ trong năm 2009 TT T(h) P(kW) TT T(h) P(kW) 1 190 1045 25 175 427 2 175 829 26 190 425 3 190 828 27 175 421 4 190 768 28 190 417 5 175 742 29 175 376 6 175 685 30 190 368 7 190 663 31 175 352 8 190 644 32 190 327 9 175 630 33 190 311 10 175 595 34 190 309 11 175 584 35 175 281 12 175 581 36 190 270 13 175 569 37 175 266 14 190 516 38 190 265 15 190 482 39 190 265 16 190 477 40 190 264 17 190 476 41 175 263 18 175 475 42 190 257 19 190 461 43 175 256 20 190 452 44 175 250 21 175 436 45 190 218 22 175 431 46 175 150 23 175 430 47 175 146 24 190 428 48 175 142 0 200 400 600 800 1000 1200 876 1752 2628 3504 4380 5256 6132 7008 7884 8760 t(h) P(kW) Hình 3 : Đồ thị phụ tải năm lộ 971-7 Văn Lâm Tính toán các thông số của đồ thị phụ tải năm: -Phụ tải trung bình: P== 428.94 ( kW ) - Thời gian sử dụng công suất cực đại: T== 3650 ( h ) - Thời gian hao tổn công suất cực đại: == 1838 ( h ) - Hệ số điền kín của đồ thị: k == 0.42 3.3. Tính toán hệ số cos của lộ: Hệ số cos được xác định theo công thức: cos = (3.15) Trong đó A,A là điện năng tiêu thụ và phản kháng. Ta thu được bằng cách đặt các đồng hồ đo ở đầu lộ, Thống kê số liệu đo trong vòng 7 ngày ta tính được kết quả sau: Bảng 4: Điện năng đo được trong các ngày điển hình. Ngày Đo Ap(kWh) Aq(kVArh) cos 20/01/2011 62852 38952 0.85 21/01/2011 65032 36855 0.87 22/01/2011 62555 37118 0.86 23/01/2011 51835 34833 0.83 24/01/2011 63144 40787 0.84 25/01/2011 62893 37318 0.86 26/01/2011 55154 37064 0.83 cos= = 0.85 3.4. Hao tổn trong máy biến áp tiêu thụ lộ 971-7 Văn Lâm 3.4.1. Thông số các máy biến áp của lộ: Thông số máy biến áp của lộ 971-7 Văn Lâm được cho trong bảng 5 Bảng 5: Thông số máy biến áp lộ 971-7 Văn Lâm STT Tên trạm biến áp Cấp điện áp Công suất(kVA) ∆Po(kW) ∆Pk(kW) Io(%) Uk(%) 1 B.LỖ XÁ 10/0.4 100 0.73 2.4 7.5 5.6 2 T. Quan Cú 10/0.4 160 1.2 4.1 7 5.5 3 T. Hoàng Lê 10/0.4 50 0.3 1.4 5 5 4 T.Yên Xá 10/0.4 250 1.55 5.15 7 5.5 5 T. Ngọc Trì 10/0.4 160 0.82 2.83 7.38 5.58 6 T.Bà Sinh 10/0.4 160 0.82 2.83 7.38 5.58 7 B.Việt Hưng 10/0.4 180 1.2 4.1 7 5.6 8 T.Đồng Trung 10/0.4 250 1.55 5.15 7 5.5 9 T.Việt Hưng 10/0.4 160 0.82 2.83 7.38 5.58 10 T.Việt Hưng 2 10/0.4 100 0.73 2.4 7.5 5.6 11 T.Lê Thang 10/0.4 180 1.2 4.1 7 5.6 12 Trạm Mậu Lương 10/0.4 50 0.3 1.4 5 5 13 T.Dốc Tảo 10/0.4 320 1.2 5.8 7 5.5 14 T.Xuân Đào 10/0.4 400 2.1 7.27 7 5.6 15 Trung Tâm -LT 10/0.4 320 1.2 5.8 7 5.5 16 T.Đồng Xá 10/0.4 160 1.2 4.1 7 5.5 17 T. Kim Huy 10/0.4 100 0.73 2.4 7.5 5.6 18 T.Kim Huy -PDP 10/0.4 180 1.2 4.1 7 5.6 19 T.Thanh Khê 10/0.4 250 1.55 5.15 7 5.5 20 T.PDP 10/0.4 160 1.2 4.1 7 5.5 3.4.2. Công suất tính toán của các trạm: Dựa vào lượng điện năng tiêu thụ trong năm thống kê được tại các trạm và thời gian hao tổn công suất cực đại cả năm của toàn lộ ta tính được công suất tải cực đại của các trạm theo công thức: P= ( kW ) (3.16) Qt= Pt.tg (kVAR) (3.17) Với Tmax= 3650 (h), cos = 0.85. Ví dụ tính cho trạm B.Lỗ Xá ta có: Ptmax=== 220 (kW). Qtmax= Ptmax.tg = 220.tan(acos0.85) = 136,344 (kVAR). Tính toán cho các trạm ta thu được số kết quả cho trong Bảng 6: Bảng 6: Công suất tính toán của các trạm lộ 971-7 Văn Lâm STT Tên trạm biến áp Cấp điện áp SnBA(kVA) Atải(kWh) Ptải(kW) Qtải(kVAr) Kmt 1 B.LỖ XÁ 10/0.4 100 255500 70 43.3821 0.8235 2 T. Quan Cú 10/0.4 180 584000 160 99.15909 0.8536 3 T. Hoàng Lê 10/0.4 50 127750 35 21.69105 0.8235 4 T.Yên Xá 10/0.4 250 784750 215 133.245 0.8620 5 T. Ngọc Trì 10/0.4 160 438000 120 74.36932 0.8824 6 T.Bà Sinh 10/0.4 160 438000 120 74.36932 0.8824 7 B.Việt Hưng 10/0.4 180 547500 150 92.96165 0.8723 8 T.Đồng Trung 10/0.4 250 730000 200 123.9489 0.9412 9 T.Việt Hưng 10/0.4 160 438000 120 74.36932 0.8824 10 T.Việt Hưng 2 10/0.4 100 255500 70 43.3821 0.8235 11 T.Lê Thang 10/0.4 180 584000 160 99.15909 0.8630 12 Trạm Mậu Lương 10/0.4 50 109500 30 18.59233 0.7059 13 T.Dốc Tảo 10/0.4 320 803000 220 136.3438 0.8088 14 T.Xuân Đào 10/0.4 400 1095000 300 185.9233 0.8824 15 Trung Tâm -LT 10/0.4 320 803000 220 136.3438 0.8088 16 T.Đồng Xá 10/0.4 160 438000 120 74.36932 0.8824 17 T. Kim Huy 10/0.4 100 292000 80 49.57955 0.8892 18 T.Kim Huy -PDP 10/0.4 180 456250 125 77.46804 0.817 19 T.Thanh Khê 10/0.4 250 730000 200 123.9489 0.9412 20 T.PDP 10/0.4 160 438000 120 74.36932 0.8824 3.4.3. Hao tổn công suất trong máy biến áp: Hao tổn công suất trong máy biến áp được xác định theo công thức: (3.18) Xét cho trạm cty cấp nước KCN ta có: ∆Sba = 1,55 + 5,15.()+ J( = 6,839 + J32,238 (kVA) Hao tổn công suất của máy biến áp được thể hiện trong Bảng 7: Bảng 7: Hao tổn công suất của các trạm biến áp lộ 971-7 Văn Lâm STT Tên trạm biến áp SnBA(kVA) ∆Po(kW) ∆Pk(kW) Io(%) Uk(%) Ptải(kW) Kmt ∆Pba(kW) ∆Qba(kVAr) 1 B.LỖ XÁ 100 0.73 2.4 7.5 5.6 70 0.8235 2.35768 11.298 2 T. Quan Cú 180 1.2 4.1 7 5.5 160 0.8536 5.68375 23.427 3 T. Hoàng Lê 50 0.3 1.4 5 5 35 0.8235 1.24948 4.1955 4 T.Yên Xá 250 1.55 5.15 7 5.5 215 0.8620 6.82189 31.575 5 T. Ngọc Trì 160 0.82 2.83 7.38 5.58 120 0.8824 3.02329 18.759 6 T.Bà Sinh 160 0.82 2.83 7.38 5.58 120 0.8824 3.02329 18.759 7 B.Việt Hưng 180 1.2 4.1 7 5.6 150 0.8723 5.14079 22.289 8 T.Đồng Trung 250 1.55 5.15 7 5.5 200 0.9412 6.11194 29.68 9 T.Việt Hưng 160 0.82 2.83 7.38 5.58 120 0.8824 3.02329 18.759 10 T.Việt Hưng 2 100 0.73 2.4 7.5 5.6 70 0.8235 2.35768 11.298 11 T.Lê Thang 180 1.2 4.1 7 5.6 160 0.8630 5.68375 23.623 12 Trạm Mậu Lương 50 0.3 1.4 5 5 30 0.7059 0.99758 3.7457 13 T.Dốc Tảo 320 1.2 5.8 7 5.5 220 0.8088 4.99433 33.914 14 T.Xuân Đào 400 2.1 7.27 7 5.6 300 0.8824 7.76003 45.439 15 Trung Tâm -LT 320 1.2 5.8 7 5.5 220 0.8088 4.99433 33.914 16 T.Đồng Xá 160 1.2 4.1 7 5.5 120 0.8824 4.39204 18.051 17 T. Kim Huy 100 0.73 2.4 7.5 5.6 80 0.8892 2.85595 12.461 18 T.Kim Huy -PDP 180 1.2 4.1 7 5.6 125 0.817 3.93666 19.328 19 T.Thanh Khê 250 1.55 5.15 7 5.5 200 0.9412 6.11194 29.68 20 T.PDP 160 1.2 4.1 7 5.5 120 0.8824 4.39204 18.051 3.4.4. Hao tổn điện năng trong máy biến áp: Hao tổn điện năng trong máy biến áp được xác định theo công thức: = .T + = .T + (3.18) Xét cho trạm Thị trấn Bần ta có: ∆AB = 1,55.8760 + 5,15.()2.1838 = 23723,658 (kW) Tính toán tương tự cho các trạm ta thu được kết quả cho trong Bảng 8. Bảng 8: Hao tổn điện năng trong các máy biến áp lộ 971-7 Văn Lâm STT Tên trạm biến áp SnBA(kVA) ∆Po(kW) ∆Pk(kW) Ptải(kW) Kmt ∆Aba(kWh) 1 B.LỖ XÁ 100 0.73 2.4 70 0.8235 9386.48 2 T. Quan Cú 180 1.2 4.1 160 1.0458 18753.1 3 T. Hoàng Lê 50 0.3 1.4 35 0.8235 4373.15 4 T.Yên Xá 250 1.55 5.15 215 1.0118 23267.7 5 T. Ngọc Trì 160 0.82 2.83 120 0.8824 11232.8 6 T.Bà Sinh 160 0.82 2.83 120 0.8824 11232.8 7 B.Việt Hưng 180 1.2 4.1 150 0.9804 17755.2 8 T.Đồng Trung 250 1.55 5.15 200 0.9412 21962.8 9 T.Việt Hưng 160 0.82 2.83 120 0.8824 11232.8 10 T.Việt Hưng 2 100 0.73 2.4 70 0.8235 9386.48 11 T.Lê Thang 180 1.2 4.1 160 1.0458 18753.1 12 Trạm Mậu Lương 50 0.3 1.4 30 0.7059 3910.15 13 T.Dốc Tảo 320 1.2 5.8 220 0.8088 17486 14 T.Xuân Đào 400 2.1 7.27 300 0.8824 28799.1 15 Trung Tâm -LT 320 1.2 5.8 220 0.8088 17486 16 T.Đồng Xá 160 1.2 4.1 120 0.8824 16379 17 T. Kim Huy 100 0.73 2.4 80 0.9412 10302.3 18 T.Kim Huy -PDP 180 1.2 4.1 125 0.817 15542 19 T.Thanh Khê 250 1.55 5.15 200 0.9412 21962.8 20 T.PDP 160 1.2 4.1 120 0.8824 16379 3.4.5. Hao tổn điện áp trong máy biến áp: Hao tổn điện áp trong máy biến áp được tính theo công thức: UBA = Udm(ua% cos + up% sin) (V). (3.19) Các thành phần điện áp tác dụng và phản kháng có giá trị là: ua% = = PK và up% = Ví dụ tính cho trạm Quan Cù ta có: ua% = PK= 5,15= 2,06 % up%= = = 5,1 % UBA = Udm(ua%cos + up% sin) = 10 = 46,112(V) UBA% = (ua% cos + up% sin) = = 4,6112% Kết quả tính tương tự cho các trạm được trình bày ở Bảng 8 Bảng 9: Hao tổn điện áp trong các máy biến áp lộ 971-7 Văn Lâm STT Tên trạm biến áp SnBA(kVA) Ptải(kW) ∆Pk(kW) Uk(%) Ua(%) Up(%) ∆Uba(V) 1 B.LỖ XÁ 100 70 2.4 5.6 2.4 5.06 38.884 2 T. Quan Cú 180 160 4.1 5.5 2.278 5.006 47.994 3 T. Hoàng Lê 50 35 1.4 5 2.8 4.142 37.681 4 T.Yên Xá 250 215 5.15 5.5 2.06 5.1 45.062 5 T. Ngọc Trì 160 120 2.83 5.58 1.769 5.292 38.015 6 T.Bà Sinh 160 120 2.83 5.58 1.769 5.292 38.015 7 B.Việt Hưng 180 150 4.1 5.6 2.278 5.116 45.564 8 T.Đồng Trung 250 200 5.15 5.5 2.06 5.1 41.918 9 T.Việt Hưng 160 120 2.83 5.58 1.769 5.292 38.015 10 T.Việt Hưng 2 100 70 2.4 5.6 2.4 5.06 38.884 11 T.Lê Thang 180 160 4.1 5.6 2.278 5.116 48.601 12 Trạm Mậu Lương 50 30 1.4 5 2.8 4.142 32.298 13 T.Dốc Tảo 320 220 5.8 5.5 1.813 5.193 34.721 14 T.Xuân Đào 400 300 7.27 5.6 1.818 5.297 38.402 15 Trung Tâm -LT 320 220 5.8 5.5 1.813 5.193 34.721 16 T.Đồng Xá 160 120 4.1 5.5 2.563 4.867 41.977 17 T. Kim Huy 100 80 2.4 5.6 2.4 5.06 44.439 18 T.Kim Huy -PDP 180 125 4.1 5.6 2.278 5.116 37.97 19 T.Thanh Khê 250 200 5.15 5.5 2.06 5.1 41.918 20 T.PDP 160 120 4.1 5.5 2.563 4.867 41.977 3.5. Hao tổn trên đường dây của lộ 971-7 Văn Lâm 3.5.1. Thông số các đoạn đường dây của lộ: Bảng 10: Thông số đường dây của lộ 971-7 Văn Lâm Đoạn dây Điểm đầu Điểm cuối Dây dẫn Chiều dài(kM) ro(Ω/km) xo(Ω/km) 0-1 0 1 AC50 0.7 0.65 0.392 1-2 1 2 AC50 0.7 0.65 0.392 2-3 2 3 AC50 0.9 0.65 0.392 3-4 3 4 AC50 0.8 0.65 0.392 4-5 4 5 AC50 0.1 0.65 0.392 5-6 5 6 AC50 0.9 0.65 0.392 6-7 6 7 AC50 0.4 0.65 0.392 7-8 7 8 AC50 0.3 0.65 0.392 8-9 8 9 AC50 0.3 0.65 0.392 2-11 9 10 AC50 0.2 0.65 0.392 12-13 10 11 AC50 0.7 0.65 0.392 11-12 11 12 AC50 0.3 0.65 0.392 11-14 12 13 AC50 0.2 0.65 0.392 3-15 13 14 AC50 0.3 0.65 0.392 15-16 14 15 AC50 0.8 0.65 0.392 16-17 2 16 AC35 0.6 0.85 0.4 17-18 16 19 AC35 0.21 0.85 0.4 18-23 16 17 AC35 0.6 0.85 0.4 18-19 17 18 AC35 0.26 0.85 0.4 19-20 17 20 AC35 0.4 0.85 0.4 20-21 3 30 AC35 0.65 0.85 0.4 20-22 4 21 AC35 0.5 0.85 0.4 7-28 21 22 AC35 0.7 0.85 0.4 28-32 21 23 AC35 1.65 0.85 0.4 28-29 7 32 AC35 0.66 0.85 0.4 29-30 8 24 AC35 0.37 0.85 0.4 29-31 9 25 AC35 0.2 0.85 0.4 4-10 10 26 AC35 1.05 0.85 0.4 5-27 11 27 AC35 0.3 0.85 0.4 17-26 12 28 AC35 1.25 0.85 0.4 8-25 28 29 AC35 0.4 0.85 0.4 3.5.2. Tính toán hao tổn công suất trên các đoạn đường dây: Hao tổn công suất tác dụng trên đường dây: (kW) (3.20) Hao tổn công suất phản kháng trên đường dây: (kVAr) (3.21) Trong đó: Pdd, Qdd là công suất tác dụng và công suât phản kháng của đoạn đường dây (kW, kVAr) Udd là điện áp dây tính toán của đoạn dây (kV), lấy bằng điện áp trung bình của đường dây Utb = 10 (kV) ro, xo là điện trở và điện kháng của 1 km chiều dài () l là chiều dài đường dây (km) Ví dụ tính hao tổn công suất cho đoạn 0-1 = 61,156 (kW) = 36,8817 (kVAr) Kết quả tính toán cho các đoạn còn lại được cho ở Bảng 11. Bảng 11: Hao tổn công suất trên lộ 971-7 Văn Lâm Đoạn dây Dâydẫn Chiềudài(kM) r0(Ω/km) x0(Ω/km) Pd.day(kW) Qd.day(kVAr) ∆Pd.day(kW) ∆Qd.day(kVAr) 0-1 AC50 0.7 0.65 0.392 2956.85 2167.47 61.15596 36.8817 1-2 AC50 0.7 0.65 0.392 2920.82 2142.32 59.69932 36.0033 2-3 AC50 0.9 0.65 0.392 2379.93 1746.86 50.98634 30.7487 3-4 AC50 0.8 0.65 0.392 2158.27 1581.67 37.23089 22.4531 4-5 AC50 0.1 0.65 0.392 1920.38 1406 3.682056 2.22056 5-6 AC50 0.9 0.65 0.392 1765.34 1292.34 28.00148 16.887 6-7 AC50 0.4 0.65 0.392 1571.54 1149.97 9.859681 5.94615 7-8 AC50 0.3 0.65 0.392 1448.87 1059.03 6.280528 3.78764 8-9 AC50 0.3 0.65 0.392 1418.17 1037.79 6.022038 3.63175 2-11 AC50 0.2 0.65 0.392 1177.53 862.502 2.769636 1.6703 12-13 AC50 0.7 0.65 0.392 891.741 653.404 5.560732 3.35355 11-12 AC50 0.3 0.65 0.392 769.073 562.461 1.77028 1.06762 11-14 AC50 0.2 0.65 0.392 451.544 328.291 0.405167 0.24435 3-15 AC50 0.3 0.65 0.392 210.904 152.999 0.132384 0.07984 15-16 AC50 0.8 0.65 0.392 128.216 91.6921 0.129204 0.07792 16-17 AC35 0.6 0.85 0.4 313.803 225.742 0.762101 0.35864 17-18 AC35 0.21 0.85 0.4 36.029 25.1462 0.003446 0.00162 18-23 AC35 0.6 0.85 0.4 277.774 200.596 0.598725 0.28175 18-19 AC35 0.26 0.85 0.4 133.535 95.9429 0.059751 0.02812 19-20 AC35 0.4 0.85 0.4 144.239 104.653 0.107974 0.05081 20-21 AC35 0.65 0.85 0.4 221.669 165.192 0.422252 0.19871 20-22 AC35 0.5 0.85 0.4 237.885 175.667 0.371655 0.1749 7-28 AC35 0.7 0.85 0.4 165.944 122.981 0.253836 0.11945 28-32 AC35 1.65 0.85 0.4 71.9416 52.6863 0.111519 0.05248 28-29 AC35 0.66 0.85 0.4 122.668 90.9432 0.130814 0.06156 29-30 AC35 0.37 0.85 0.4 30.7042 21.2363 0.004383 0.00206 29-31 AC35 0.2 0.85 0.4 240.64 175.292 0.150679 0.07091 4-10 AC35 1.05 0.85 0.4 285.79 209.098 1.119176 0.52667 5-27 AC35 0.3 0.85 0.4 122.668 90.9432 0.059461 0.02798 17-26 AC35 1.25 0.85 0.4 317.529 234.17 1.653892 0.7783 8-25 AC35 0.4 0.85 0.4 122.668 90.9432 0.079281 0.03731 3.5.3. Hao tổn điện năng trên các đoạn đường dây Hao tổn điện năng trên các đoạn đường dây được tính theo công thức: ∆A = ∆P. ( kWh) (3.22) Trong đó: - Là hao tổn công suất tác dụng trên đường dây. - Là thời gian hao tổn công suất cực đại trên đường dây, để thuận tiện cho việc tính toán ta lấy bằng thời gian hao tổn công suất cực đại của các trạm tiêu thụ,= 1838 (h). Ví dụ tính cho đoạn 0-1 ta có: ∆A0-1 = ∆P0-1* = 61,156 * 1838 = 112404,65 (kWh) Kết quả tính toán cho các đoạn còn lại được tính ở Bảng 11 Từ kết quả tính toán trên ta tính được tổng hao tổn điện năng trên đường dây là: A= = 513866,65(kWh). Hao tổn điện năng tính theo phần trăm tổn thất: ∆A% = = .100% = 4,671% Qua kết quả tính toán ở trên ta thấy hao tổn điện năng trên toàn tuyến lộ 971-7 Văn Lâm vẫn nằm trong giới hạn cho phép và đây cũng là nguyên nhân làm hàng năm nghành điện thất thu một khoản tiền tương đối lớn. Vì vậy việc làm giảm tối đa hao tổn trên đường dây vẫn là vấn đề cấp thiết và cấp bách. Bảng 12: Hao tổn điện năng trên các đoạn dây Đoạn dây Dây dẫn Chiều dài(kM) Ad.day(kWh) ∆Pd.day(kW) ∆Ad.day(kWh) 0-1 AC50 0.7 8232866.3 34.694 63767.622 1-2 AC50 0.7 8158361.43 34.079 62638.916 2-3 AC50 0.9 6730130.92 29.863 54888.478 3-4 AC50 0.8 6150803.54 22.162 40735.569 4-5 AC50 0.1 5540412.21 2.249 4134.8550 5-6 AC50 0.9 5147512.39 17.496 32158.529 6-7 AC50 0.4 4575753.18 6.143 11291.449 7-8 AC50 0.3 4203403.58 3.883 7137.952 8-9 AC50 0.3 4121386.28 3.736 6866.798 2-11 AC50 0.2 3473033.95 1.768 3250.400 12-13 AC50 0.7 2654510.63 3.614 6643.615 11-12 AC50 0.3 2248189.02 1.110 2041.768 11-14 AC50 0.2 1289408.06 0.243 447.222 3-15 AC50 0.3 659735.424 0.095 175.505 15-16 AC50 0.8 423249.685 0.104 191.465 16-17 AC35 0.6 829966.567 0.388 713.737 17-18 AC35 0.21 82017.2997 0.001 2.404 18-23 AC35 0.6 747949.267 0.315 580.571 18-19 AC35 0.26 373974.633 0.034 62.895 19-20 AC35 0.4 373974.633 0.052 96.761 20-21 AC35 0.65 579327.377 0.209 385.731 20-22 AC35 0.5 610391.336 0.177 325.448 7-28 AC35 0.7 385325.853 0.098 180.166 28-32 AC35 1.65 225065.483 0.080 147.981 28-29 AC35 0.66 372349.597 0.088 163.504 29-30 AC35 0.37 82017.2997 0.002 4.236 29-31 AC35 0.2 648352.337 0.080 148.264 4-10 AC35 1.05 818523.316 0.675 1240.898 5-27 AC35 0.3 406321.608 0.047 87.378 17-26 AC35 1.25 958780.962 1.102 2026.663 8-25 AC35 0.4 368094.445 0.051 94.989 3.5.4. Hao tổn điện áp trên các đoạn đường dây Để tính hao tổn trên các đoạn đường dây ta giả sử điện áp tại mọi điểm trên đường dây là như nhau tại mọi thời điểm và bằng điện áp định mức. Khi đó hao tổn điện áp trên các đoạn đường dây được tính theo công thức: U= (V). (3.22) Trong đó: Ui Là hao t