Luận văn Nghiên cứu các phương pháp tính toán tổn thất điện năng, đánh giá chất lượng điện năng tỉnh thái nguyên, đề xuất các phương án cải tạo và nâng cấp lưới điện trung áp tỉnh Thái Nguyên

47 21 4221 4243 4254 4272 4289 4298 4227 4257,6 39,26 4282,74 18341856,43 22 3546 3552 3575 3567 3589 3598 3528 3564,9 42,07 3591,82 12901195,88 23 3066 3064 3051 3173 3270 3078 3143 3120,6 11,50 3127,97 9784214,84 24 2521 2543 2522 2527 2511 2519 2523 2523,6 10,70 2530,46 6403232,67 LuËn V¨n Th¹c Sü Kü ThuËt §iÖn H-íng HT§ 43 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 P(kW) t(h) Hình 3.2 : Đồ thị phụ tải ngày mùa hè lộ 971-TG Phú Bình Tính toán các thông số của đồ thị phụ tải mùa hè: Phụ tải trung bình: P TB =     n i i n i ii t tP 1 1 = 3619,12 ( kW ) Thời gian sử dụng công suất cực đại: T M = M n i ii P tP 1 = 17,53 ( h ) Thời gian tổn thất công suất cực đại:  = 2 1 2 M n i ii P tP  = 13,37 ( h ) Hệ số điền kín của đồ thị: k dk = M tb P P = 0,73 LuËn V¨n Th¹c Sü Kü ThuËt §iÖn H-íng HT§ 44 3.2.3. 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 tổng 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 3.3: Số liệu công suất tiêu thụ trong năm TT T(h) P(kW) TT T(h) P(kW) 1 175 2174,14 25 175 3677,51 2 175 2190,61 26 175 3705,12 3 175 2193,94 27 190 3722,63 4 175 2214,35 28 175 3729,18 5 190 2415,97 29 175 3772,61 6 190 2430,76 30 175 3799,36 7 190 2460,74 31 190 3823,70 8 175 2487,02 32 190 3852,10 9 190 2530,46 33 190 3878,05 LuËn V¨n Th¹c Sü Kü ThuËt §iÖn H-íng HT§ 45 10 175 2577,29 34 175 3903,97 11 175 2579,23 35 190 3954,73 12 175 2630,43 36 175 3965,27 13 190 2718,67 37 175 4032,04 14 190 2719,95 38 190 4045,70 15 175 2791,99 39 190 4118,17 16 190 2963,74 40 175 4199,94 17 190 3127,97 41 190 4238,02 18 175 3203,94 42 190 4282,74 19 190 3583,31 43 175 4444,58 20 190 3591,82 44 190 4447,25 21 175 3600,30 45 190 4482,81 22 175 3629,67 46 175 4626,58 23 190 3648,93 47 190 4864,80 24 175 3672,70 48 190 4955,74 Tính toán các thông số của đồ thị phụ tải năm: -Phụ tải trung bình: P TB =     n i i n i ii t tP 1 1 = 3478,14 ( kW ) - Thời gian sử dụng công suất cực đại: T M = M n i ii P tP 1 = 5456 ( h ) - Thời gian tổn thất công suất cực đại:  = 2 1 2 M n i ii P tP  = 4630,7 ( h ) - Hệ số điền kín của đồ thị: k dk = M tb P P = 0,7 LuËn V¨n Th¹c Sü Kü ThuËt §iÖn H-íng HT§ 46 Hình 3.3 : Đồ thị phụ tải năm lộ 971-TG Phú Bình 3.2.4. Tính toán hệ số cos của lộ: Hệ số cos được xác định theo công thức: cos = 22 QP P AA A  (3.1) Trong đó A P ,A Q 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 3.4: Điện năng đo được trong các ngày điển hình. 1.1.1.1 Ngày Đo Ap(kWh) Aq(kVArh) cos 20/02/2013 72852 48952 0.85 21/02/2013 65032 36855 0.87 22/02/2013 72555 42118 0.86 23/02/2013 61835 43833 0.83 24/02/2013 63144 42787 0.84 25/02/2013 62893 32318 0.86 26/02/2013 65154 41064 0.83 P (kW) 0,00 1000,00 2000,00 3000,00 4000,00 5000,00 6000,00 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 P (kW) t (h) 8760 LuËn V¨n Th¹c Sü Kü ThuËt §iÖn H-íng HT§ 47 cos TB  = n n i i 1 cos = 0.85 3.2.5. Tổn thất trong máy biến áp tiêu thụ lộ 971-TG Phú Bình 3.2.5.1. Thông số các máy biến áp của lộ: Thông số máy biến áp của lộ 971 TG Phú Bình được cho trong bảng 3.5 Bảng 3.5: Thông số máy biến áp lộ 971- TG Phú Bình STT Tên trạm biến áp Cấp điện áp Công suất (kVA) ∆Po (kW) ∆Pk (kW) Io (%) Uk (%) 1. Phương Độ 10/0.4 180 1,2 4,1 7 5,6 2. Tân Sơn 1 10/0.4 180 1,2 4,1 7 5,6 3. Tân Sơn 2 10/0.4 180 1,2 4,1 7 5,6 4. Nghiền 10/0.4 160 1,2 4,1 7 5,5 5. Đoàn Kết 10/0.4 100 0,73 2,4 7,5 5,6 6. Quyết Tiến 10/0.4 160 1,2 4,1 7 5,5 7. Huyện 1 10/0.4 320 1,2 5,8 7 5,5 8. B. Điện 10/0.4 50 0,3 1,4 5 5 9. Chợ Huyện 10/0.4 250 1,55 5,15 7 5,5 10. Huyện 2 10/0.4 250 1,55 5,15 7 5,5 11. NM TNG 10/0.4 1000 3,8 7,6 8,5 5,6 12. Đình Cả 10/0.4 180 1,2 4,1 7 5,6 13. Mai Sơn 10/0.4 100 0,73 2,4 7,5 5,6 14. Kha Sơn 10/0.4 250 1,55 5,15 7 5,5 15. Tân Thành 10/0.4 160 1,2 4,1 7 5,5 16. Kim Sơn 10/0.4 180 1,2 4,1 7 5,6 17. Trại Điện 10/0.4 180 1,2 4,1 7 5,6 18. X.Soi 10/0.4 180 1,2 4,1 7 5,6 19. Nước sạch 10/0.4 100 0,73 2,4 7,5 5,6 20. Đồng Sước 10/0.4 100 0,73 2,4 7,5 5,6 21. Làng Bung 10/0.4 100 0,73 2,4 7,5 5,6 22. X.Giản 10/0.4 100 0,73 2,4 7,5 5,6 23. L.Ngò 10/0.4 180 1,2 4,1 7 5,6 24. X. Hân 10/0.4 160 1,2 4,1 7 5,5 25. Giếng Mật 10/0.4 250 1,55 5,15 7 5,5 26. Làng Vầu 10/0.4 160 1,2 4,1 7 5,5 27. L.Nguyễn 10/0.4 180 1,2 4,1 7 5,6 28. Lương Phú 2 10/0.4 180 1,2 4,1 7 5,6 29. Lương Phú 1 10/0.4 180 1,2 4,1 7 5,6 30. Thanh Lương 10/0.4 160 1,2 4,1 7 5,5 LuËn V¨n Th¹c Sü Kü ThuËt §iÖn H-íng HT§ 48 31. Vân Đình 10/0.4 100 0,73 2,4 7,5 5,6 32. Bình Định 10/0.4 100 0,73 2,4 7,5 5,6 33. Thanh Ninh 10/0.4 250 1,55 5,15 7 5,5 34. X. Trại 10/0.4 180 1,2 4,1 7 5,6 35. Đồi Trong 10/0.4 100 0,73 2,4 7,5 5,6 36. Đồi Thông 10/0.4 100 0,73 2,4 7,5 5,6 37. Phú Thanh 10/0.4 250 1,55 5,15 7 5,5 38. X. Quyết Tiến 10/0.4 180 1,2 4,1 7 5,6 39. Nam Hương 10/0.4 180 1,2 4,1 7 5,6 40. X. Giàng 10/0.4 100 0,73 2,4 7,5 5,6 41. Núi Đảng 10/0.4 180 1,2 4,1 7 5,6 42. Tiến Bộ 10/0.4 100 0,73 2,4 7,5 5,6 43. X. Núi 10/0.4 100 0,73 2,4 7,5 5,6 44. Phẩm 10/0.4 180 1,2 4,1 7 5,6 45. An Thành 10/0.4 180 1,2 4,1 7 5,6 3.2.5.2. Công suất tính toán của các trạm: Dựa vào lượng điện năng tiêu thụ trong năm 2013 thống kê được tại các trạm và thời gian tổn thất công suất cực đại cả năm của toàn lộ ta tính được công suất tải cực đại của các trạm theo công thức: P t = MT A ( kW ) (3.2) Qt= Pt.tg (kVAR) (3.3) Với Tmax= 5456 (h), cos = 0.85. Ví dụ tính cho trạm Phương Độ ta có: Ptmax= M T A = 5456 883000 = 162 (kW). Qtmax= Ptmax.tg = 162.tan(acos0.85) = 101,96 (kVAR). Tính toán cho các trạm ta thu được số kết quả cho trong Bảng 6: Bảng 3.6: Công suất tính toán của các trạm lộ 971- TG Phú Bình STT Tên trạm biến áp Cấp điện áp SnBA (kVA) Atải (kWh) Ptải (kW) Qtải (kVAr) Stải (kVA) Kmt 1. Phương Độ 10/0.4 180 883.000 162 101,96 191,28 1,06 2. Tân Sơn 1 10/0.4 180 830.208 152 108,04 186,62 1,04 3. Tân Sơn 2 10/0.4 180 950.240 174 123,66 213,60 1,19 LuËn V¨n Th¹c Sü Kü ThuËt §iÖn H-íng HT§ 49 4. Nghiền 10/0.4 160 661.072 121 86,03 148,60 0,93 5. Đoàn Kết 10/0.4 100 442.832 81 57,63 99,54 1,00 6. Quyết Tiến 10/0.4 160 677.440 124 88,16 152,28 0,95 7. Huyện 1 10/0.4 320 1.277.600 234 166,26 287,18 0,90 8. B. Điện 10/0.4 50 230.048 42 29,94 51,71 1,03 9. Chợ Huyện 10/0.4 250 1.163.024 213 151,35 261,43 1,05 10. Huyện 2 10/0.4 250 1.124.832 206 146,38 252,84 1,01 11. NM TNG 10/0.4 1000 4.218.384 773 548,95 948,22 0,95 12. Đình Cả 10/0.4 180 895.680 164 116,56 201,33 1,12 13. Mai Sơn 10/0.4 100 404.640 74 52,66 90,96 0,91 14. Kha Sơn 10/0.4 250 1.152.112 211 149,93 258,98 1,04 15. Tân Thành 10/0.4 160 595.600 109 77,51 133,88 0,84 16. Kim Sơn 10/0.4 180 835.664 153 108,75 187,84 1,04 17. Trại Điện 10/0.4 180 786.560 144 102,36 176,81 0,98 18. X.Soi 10/0.4 180 841.120 154 109,46 189,07 1,05 19. Nước sạch 10/0.4 100 421.008 77 54,79 94,64 0,95 20. Đồng Sước 10/0.4 100 442.832 81 57,63 99,54 1,00 21. Làng Bung 10/0.4 100 399.184 73 51,95 89,73 0,90 22. X.Giản 10/0.4 100 437.376 80 56,92 98,31 0,98 23. L.Ngò 10/0.4 180 895.680 164 116,56 201,33 1,12 24. X. Hân 10/0.4 160 611.968 112 79,64 137,56 0,86 25. Giếng Mật 10/0.4 250 1.233.952 226 160,58 277,37 1,11 26. Làng Vầu 10/0.4 160 628.336 115 81,77 141,24 0,88 27. L.Nguyễn 10/0.4 180 879.312 161 114,43 197,65 1,10 28. Lương Phú 2 10/0.4 180 928.416 170 120,82 208,69 1,16 29. Lương Phú 1 10/0.4 180 857.488 157 111,59 192,75 1,07 30. Thanh Lương 10/0.4 160 661.072 121 86,03 148,60 0,93 31. Vân Đình 10/0.4 100 437.376 80 56,92 98,31 0,98 32. Bình Định 10/0.4 100 393.728 72 51,24 88,50 0,89 33. Thanh Ninh 10/0.4 250 1.173.936 215 152,77 263,88 1,06 34. X. Trại 10/0.4 180 824.752 151 107,33 185,39 1,03 35. Đồi Trong 10/0.4 100 410.096 75 53,37 92,18 0,92 36. Đồi Thông 10/0.4 100 453.744 83 59,05 101,99 1,02 37. Phú Thanh 10/0.4 250 1.086.640 199 141,41 244,26 0,98 LuËn V¨n Th¹c Sü Kü ThuËt §iÖn H-íng HT§ 50 38. X.Quyết Tiến 10/0.4 180 922.960 169 120,11 207,47 1,15 39. Nam Hương 10/0.4 180 813.840 149 105,91 182,94 1,02 40. X. Giàng 10/0.4 100 426.464 78 55,50 95,86 0,96 41. Núi Đảng 10/0.4 180 868.400 159 113,01 195,20 1,08 42. Tiến Bộ 10/0.4 100 486.480 89 63,31 109,35 1,09 43. X. Núi 10/0.4 100 448.288 82 58,34 100,77 1,01 44. Phẩm 10/0.4 180 830.208 152 108,04 186,62 1,04 45. An Thành 10/0.4 180 884.768 162 115,14 198,88 1,10 3.2.5.3. Tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong máy biến áp: Tổn thất công suất trong máy biến áp được xác định theo công thức:  OBA PS              100 . .100 %. . % 2 2 dmo dm tK dm t K Si S Su J S S P (3.4) Xét cho trạm Phương Độ ta có: ∆Sba = 1,2 +4,1.( 180 28,191 ) 2 + J( ) 100 180.7 180.100 28,191.6,5 2  = 5,830 + j23,983 (kVA) Tổn thất điện năng trong máy biến áp được xác định theo công thức: B A = O P .T + K P 2       dm T S S  = O P .T + K P 2 .cos        dm t S P   (3.5) Xét cho trạm Phương Độ ta có: ∆AB = 1,2.8760 + 4,1.( 180 28,191 )2.4630,7 = 31.951,94 (kWh) Tổn thất công suất của máy biến áp được thể hiện trong bảng 3.7 Bảng 3.7: Tổn thất công suất của các trạm biến áp lộ 971-TG Phú Bình STT Tên trạm biến áp Cấp điện áp Công suất (kVA) ∆PBA (kW) ∆QBA (kVAR) ∆ABA (kWh) 1 Phương Độ 10/0.4 180 5,83 23,983 31.951,94 2 Tân Sơn 1 10/0.4 180 5,607 23,435 30.919,38 3 Tân Sơn 2 10/0.4 180 6,973 26,794 37.246,99 4 Nghiền 10/0.4 160 4,736 18,79 26.888,31 LuËn V¨n Th¹c Sü Kü ThuËt §iÖn H-íng HT§ 51 5 Đoàn Kết 10/0.4 100 3,108 13,049 17.406,74 6 Quyết Tiến 10/0.4 160 4,914 19,171 27.709,30 7 Huyện 1 10/0.4 320 5,871 36,575 32.143,79 8 B. Điện 10/0.4 50 1,797 5,174 9.562,25 9 Chợ Huyện 10/0.4 250 7,182 32,536 39.656,30 10 Huyện 2 10/0.4 250 6,818 31,565 37.971,67 11 NM TNG 10/0.4 1000 10,633 135,35 64.931,20 12 Đình Cả 10/0.4 180 6,329 25,211 34.265,04 13 Mai Sơn 10/0.4 100 2,716 12,133 15.589,20 14 Kha Sơn 10/0.4 250 7,076 32,255 39.169,24 15 Tân Thành 10/0.4 160 4,071 17,361 23.805,15 16 Kim Sơn 10/0.4 180 5,665 23,578 31.188,49 17 Trại Điện 10/0.4 180 5,156 22,325 28.829,96 18 X.Soi 10/0.4 180 5,724 23,721 31.459,36 19 Nước sạch 10/0.4 100 2,879 12,515 16.348,09 20 Đồng Sước 10/0.4 100 3,108 13,049 17.406,74 21 Làng Bung 10/0.4 100 2,662 12,009 15.342,93 22 X.Giản 10/0.4 100 3,05 12,913 17.137,06 23 L.Ngò 10/0.4 180 6,329 25,211 34.265,04 24 X. Hân 10/0.4 160 4,231 17,705 24.545,82 25 Giếng Mật 10/0.4 250 7,889 34,426 42.934,10 26 Làng Vầu 10/0.4 160 4,395 18,057 25.306,57 27 L.Nguyễn 10/0.4 180 6,144 24,754 33.404,83 28 Lương Phú 2 10/0.4 180 6,711 26,15 36.033,06 29 Lương Phú 1 10/0.4 180 5,901 24,158 32.282,56 30 Thanh Lương 10/0.4 160 4,736 18,79 26.888,31 31 Vân Đình 10/0.4 100 3,05 12,913 17.137,06 32 Bình Định 10/0.4 100 2,61 11,886 15.099,99 33 Thanh Ninh 10/0.4 250 7,288 32,819 40.147,95 34 X. Trại 10/0.4 180 5,549 23,293 30.652,04 35 Đồi Trong 10/0.4 100 2,769 12,259 15.838,82 36 Đồi Thông 10/0.4 100 3,227 13,326 17.956,13 37 Phú Thanh 10/0.4 250 6,466 30,626 36.343,29 38 X. Quyết Tiến 10/0.4 180 6,647 25,991 35.733,98 39 Nam Hương 10/0.4 180 5,435 23,012 30.122,63 40 X. Giàng 10/0.4 100 2,935 12,646 16.607,74 LuËn V¨n Th¹c Sü Kü ThuËt §iÖn H-íng HT§ 52 41 Núi Đảng 10/0.4 180 6,022 24,454 32.840,17 42 Tiến Bộ 10/0.4 100 3,6 14,196 19.684,52 43 X. Núi 10/0.4 100 3,167 13,186 17.679,76 44 Phẩm 10/0.4 180 5,607 23,435 30.919,38 45 An Thành 10/0.4 180 6,205 24,906 33.689,80 Từ kết quả tính toán trên ta tính được tổng tổn thất điện năng trong các TBA là: A BA =   n i BAiA 1 = 1.209.280 (kWh). 3.2.5. Tổn thất trên đường dây của lộ 971-TG Phú Bình 3.2.5.1. Thông số các đoạn đường dây của lộ: Bảng 3.8: Thông số đường dây của lộ 971-TG Phú Bình Đoạn dây Cột Cột Dây dẫn Chiều dài ro xo đầu cuối (km) (Ω/km) (Ω/km) 1 XT 18 AC70 0,69 0,46 0,382 2 18 23 AC70 0,786 0,46 0,382 3 23 36 AC70 0,09 0,46 0,382 4 36 37 AC70 1,145 0,46 0,382 5 37 38 AC70 0,11 0,46 0,382 6 38 46 AC70 0,15 0,46 0,382 7 46 53 AC70 1,169 0,46 0,382 8 53 57 AC70 0,14 0,46 0,382 9 57 66 AC70 0,87 0,46 0,382 10 66 80 AC70 1,32 0,46 0,382 11 80 96 AC70 1,45 0,46 0,382 12 96 97 AC70 0,13 0,46 0,382 13 97 100 AC70 0,31 0,46 0,382 1.1 18 7 AC50 0,41 0,65 0,392 1.2 7 18b AC50 0,52 0,65 0,392 4.1 37 10 AC50 0,33 0,65 0,392 4.2 10 24 AC50 0,47 0,65 0,392 4.3 24 25 AC50 0,55 0,65 0,392 4.4 25 38 AC50 0,45 0,65 0,392 4.5 2 16 AC50 0,62 0,65 0,392 4.6 7 14 AC35 0,75 0,85 0,4 4.7 14 25 AC35 0,61 0,85 0,4 7.1 53 29 AC50 0,54 0,65 0,392 7.2 29 32 AC50 0,42 0,65 0,392 LuËn V¨n Th¹c Sü Kü ThuËt §iÖn H-íng HT§ 53 7.3 32 40 AC35 0,83 0,85 0,4 7.4 40 53 AC35 0,62 0,85 0,4 13.1 100 114 AC50 0,44 0,65 0,392 13.2 114 116 AC50 0,35 0,65 0,392 13.3 100 14 AC50 1,21 0,65 0,392 13.4 14 15 AC50 0,17 0,65 0,392 13.5 15 74 AC50 0,84 0,65 0,392 13.6 74 10b AC50 0,52 0,65 0,392 13.7 10 12 AC50 0,23 0,65 0,392 13.8 12 20 AC50 0,81 0,65 0,392 13.9 20 26 AC50 0,64 0,65 0,392 3.2.5.2. Tính toán tổn thất công suất và điện năng trên các đoạn đường dây: Dựa vào số liệu ghi chép trong nhật ký vận hành của ĐL Phú Bình (Đơn vị quản lý trực tiếp lộ 971-TG Phú Bình) từ đây ta sử dụng phương pháp cộng phụ tải và tùy theo đoạn đường dây ta lấy hệ số kđt như bảng sau: 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 Bảng 3.9 : Công suất tính toán lớn nhất trên các đường dây tương ứng Đoạn dây Dâydẫn ΣPtt(max) (kW) Số lượng TBA Kđt Pdd(max) (kW) Qdd.max (kVAR) 1 AC70 8.683 45 0,6 5.210 3.334 2 AC70 7.849 41 0,6 4.709 3.014 3 AC70 7.602 39 0,6 4.561 2.919 4 AC70 7.305 38 0,6 4.383 2.805 5 AC70 4.475 27 0,6 2.685 1.718 6 AC70 4.385 26 0,6 2.631 1.684 7 AC70 4.206 24 0,65 2.734 1.749 8 AC70 3.144 18 0,65 2.044 1.308 9 AC70 2.932 17 0,65 1.906 1.220 10 AC70 2.643 15 0,65 1.718 1.099 11 AC70 2.495 14 0,75 1.871 1.198 LuËn V¨n Th¹c Sü Kü ThuËt §iÖn H-íng HT§ 54 12 AC70 2.140 12 0,75 1.605 1.027 13 AC70 1.952 11 0,75 1.464 937 1.1 AC50 609 3 0,85 517 331 1.2 AC50 420 2 0,9 378 242 4.1 AC50 2.517 9 0,8 2.014 1.289 4.2 AC50 2.257 8 0,75 1.693 1.083 4.3 AC50 1.044 6 0,8 835 535 4.4 AC50 352 2 0,9 317 203 4.5 AC50 692 4 0,8 553 354 4.6 AC50 560 3 0,85 476 304 4.7 AC50 370 2 0,9 333 213 7.1 AC50 1.061 5 0,8 849 543 7.2 AC50 921 4 0,8 737 472 7.3 AC50 828 3 0,85 703 450 7.4 AC50 623 2 0,9 561 359 13.1 AC50 647 4 0,8 517 331 13.2 AC50 560 3 0,85 476 304 13.3 AC50 1.305 8 0,75 979 627 13.4 AC50 1.030 6 0,8 824 527 13.5 AC50 832 5 0,8 665 426 13.6 AC50 726 4 0,8 581 372 13.7 AC50 630 3 0,85 535 343 13.8 AC50 441 2 0,9 397 254 13.9 AC50 162 1 1 162 104 Áp dụng để tổng hợp phụ tải cho một lộ ta tổng hợp cho cho cả lộ Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây: 302 22 10***    lr U QP dd dddd (kW) (3.6) Tổn thất công suất phản kháng trên đường dây: 3 02 22 10***    lx U QP Q dd dddd (kVAr) (3.7) LuËn V¨n Th¹c Sü Kü ThuËt §iÖn H-íng HT§ 55 Trong đó: Pdd, Qdd là công suất tác dụng và công suât phản kháng trung bình 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 tổn thất công suất cho đoạn 1 3 2 22 3 112 2 11 2 1 10*69,0*46,0* 10 33345210 10***      lr U Q tb = 121,43 (kW) 3 2 22 3 10102 2 1010 2 10 10*69,0*382,0* 10 33345210 10***        lx U Q Q tb = 100,84 (kVAr)  Tổn thất điện năng trên các đoạn đường dây được tính theo công thức: ∆A = ∆P.  ( kWh) (3.8) Trong đó: P - Là tổn thất công suất tác dụng trên đường dây.  - Là thời gian tổn thất công suất cực đại trên đường dây, để thuận tiện cho việc tính toán ta lấy bằng thời gian tổn thất công suất cực đại của các trạm tiêu thụ, = 3630,7 h Ví dụ tính cho đoạn 1 ta có: ∆A1 = ∆P1*  = 121,43 x 4630,7 = 562325,22 (kWh) Kết quả tính toán cho các đoạn còn lại được cho ở Bảng 3.10. Bảng 3.10: Tổn thất công suất trên lộ 971-TG Phú Bình Đoạn dây Dâydẫn Chiềudài (km) Pd.day (kW) Qd.day (kVAr) ∆Pd.day (kW) ∆Qd.day (kVAr) ∆Ad.day (kWh) 1 AC70 0,69 5.210 3.334 121,43 100,84 562325,22 2 AC70 0,786 4.709 3.014 113,03 93,86 523387,19 LuËn V¨n Th¹c Sü Kü ThuËt §iÖn H-íng HT§ 56 3 AC70 0,09 4.561 2.919 12,14 10,08 56219,55 4 AC70 1,145 4.383 2.805 142,62 118,44 660441,76 5 AC70 0,11 2.685 1.718 5,14 4,27 23809,09 6 AC70 0,15 2.631 1.684 6,73 5,59 31177,50 7 AC70 1,169 2.734 1.749 56,64 47,04 262289,56 8 AC70 0,14 2.044 1.308 3,79 3,15 17558,46 9 AC70 1,1 1.906 1.220 25,90 21,51 119940,19 10 AC70 1,32 1.718 1.099 25,25 20,97 116943,75 11 AC70 1,45 1.871 1.198 32,92 27,34 152427,16 12 AC70 0,13 1.605 1.027 2,17 1,80 10052,64 13 AC70 0,31 1.464 937 4,31 3,58 19955,78 1.1 AC50 0,41 517 331 1,01 0,61 4654,01 1.2 AC50 0,52 378 242 0,68 0,41 3148,81 4.1 AC50 0,33 2.014 1.289 12,26 7,39 56780,48 4.2 AC50 0,47 1.693 1.083 12,34 7,44 57150,02 4.3 AC50 0,55 835 535 3,52 2,12 16281,69 4.4 AC50 0,45 317 203 0,41 0,25 1920,98 4.5 AC50 0,62 553 354 1,74 1,05 8054,49 4.6 AC50 0,75 476 304 1,56 0,94 7201,69 4.7 AC50 0,61 333 213 0,62 0,37 2863,75 7.1 AC50 0,54 849 543 3,57 2,15 16515,42 7.2 AC50 0,42 737 472 2,09 1,26 9681,53 7.3 AC50 0,83 703 450 3,76 2,27 17428,29 7.4 AC50 0,62 561 359 1,79 1,08 8271,12 13.1 AC50 0,44 517 331 1,08 0,65 4998,37 13.2 AC50 0,35 476 304 0,73 0,44 3360,79 13.3 AC50 1,21 979 627 10,63 6,41 49215,76 13.4 AC50 0,17 824 527 1,06 0,64 4893,53 13.5 AC50 0,84 665 426 3,41 2,05 15774,08 13.6 AC50 0,52 581 372 1,61 0,97 7442,39 13.7 AC50 0,23 535 343 0,60 0,36 2795,16 13.8 AC50 0,81 397 254 1,17 0,70 5410,87 13.9 AC50 0,64 162 104 0,15 0,09 712,63 LuËn V¨n Th¹c Sü Kü ThuËt §iÖn H-íng HT§ 57 Từ kết quả tính toán trên ta tính được tổng tổn thất điện năng trên đường dây là: A dd =   n i ddi A 1 = 2.861.084 (kWh). Tổn thất điện năng tính theo phần trăm tổn thất của toàn lộ 971-TG Phú Bình là: ∆A% = %100. 971 TGPB BAdd A AA   = 360.828.32 1.209.2802.861.084 .100% = 12,4 % Như vậy kết quả tính toán trên gần đúng với báo cáo về TTĐN năm 2013 của Công ty ĐL Thái Nguyên đối với đường dây 971-TG Phú Bình có tổn thất kỹ thuật trung thế là 12,76 % (gồm tổn thất trên đường dây và trong TBA phía trung thế) . Như vậy phương pháp tính toán trên có sai số không lớn so với số liệu đo đếm thực tế quản lý vận hành. Vậy có thể áp dụng phương pháp trên để tính toán cải tạo LĐPP tỉnh Thái Nguyên. Về mặt giá trị kinh tế, nếu lấy trung bình giá bán điện năng khoảng C=1360 đ/kWh (tính theo giá bán bình quân của Công ty ĐL Thái Nguyên năm 2013) thì hàng năm ngành điện tổn thất kinh tế đối với đường dây 971-TG Phú Bình về mặt trung áp khoảng: ∆C = (∆Add+∆ABA).C = (2.861.084 + 1.209.280).1360 = 5.535.695.040 đ Qua kết quả tính toán ở trên ta thấy tổn thất điện năng trên toàn tuyến lộ 971-TG Phú Bình là rất cao và đây cũng là nguyên nhân gây nên tổn thất kinh tế hàng năm cho ngành điện. Vì vậy vấn đề cấp thiết hiện nay là phải có các biện pháp cải tạo và nâng cấp phù hợp để giảm tổn thất điện năng trên toàn lộ 971- TG Phú Bình thuộc LĐPP tỉnh Thái Nguyên. LuËn V¨n Th¹c Sü Kü ThuËt §iÖn H-íng HT§ 58 CHƯƠNG IV ĐÁNH GIÁ CHẤT LƯỢNG ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH THÁI NGUYÊN 4.1 Lý thuyết chung về chất lượng điện năng và điều chỉnh chất lượng điện năng: 4.1.1 Chất lượng điện năng Lưới điện được đánh giá theo 4 tiêu chuẩn chính: 1 - An toàn điện. 2 - Chất lượng điện năng. 3 - Độ tin cậy cung cấp điện. 4 - Hiệu quả kinh tế. Chất lượng điện áp là một chỉ tiêu trong tiêu chuẩn chất lượng điện năng, nó được đánh giá bởi các chỉ tiêu sau: 1 - Độ lệch điện áp trên cực của thiết bị dùng điện so với điện áp định mức. 2 - Độ dao động điện áp. 3 - Độ không đối xứng. 4 - Độ không sin (sự biến dạng của đường cong điện áp, các thành phần sóng hài bậc cao ...). Tại Việt Nam, chất lượng điện năng được quy định trong Luật Điện lực, Quy phạm trang bị điện và tiêu chuẩn kỹ thuật điện (TCKTĐ) như sau: 1-Về điện áp: Trong điều kiện vận hành bình thường, điện áp được phép dao động trong khoảng 5% so với điện áp danh định và được xác định tại phía thứ cấp của máy biến áp cấp điện cho bên mua hoặc tại vị trí khác do hai bên thỏa thuận trong hợp đồng khi bên mua đạt hệ số công suất (cos) là 0,85 và thực hiện đúng biểu đồ phụ tải đã thỏa thuận trong hợp đồng. Trong trường hợp lưới điện chưa ổn định, điện áp được dao động từ +5% đến -10%. LuËn V¨n Th¹c Sü Kü ThuËt §iÖn H-íng HT§ 59 2-Về tần số: trong điều kiện bình thường, tần số hệ thống điện được dao động trong phạm vi 0,2Hz so với tần số định mức là 50Hz. Trường hợp hệ thống chưa ổn định, cho phép độ lệch tần số là 0,5Hz. 4.1.2 Độ lệch điện áp Điện áp thực tế trên cực của các thiết bị điện so với điện áp định mức. %100. đm đm U UU U   U là điện áp thực tế trên cực thiết bị điện. Độ lệch điện áp phải thoả mãn điều kiện:   UUU  δU , U - là giới hạn trên và giới hạn dưới của độ lệch điện áp. Tiêu chuẩn về độ lệch điện áp của các nước khác nhau là khác nhau. Luật Điện lực, Quy phạm trang bị điện và tiêu chuẩn kỹ thuật điện quy định điện áp (thường được xác định tại điểm đo đếm) dao động ±5% so với điện áp định mức trong chế độ vận hành bình thường và +5%, -10% so với điện áp định mức với lưới chưa ổn định. Vậy độ lệch điện áp trong chế độ vận hành bình thường là: %5%5  U Để đánh giá chất lượng điện năng kỹ thuật ta dựa vào tổn thất điện áp trên các đoạn đường dây. Vì đây là lưới phân phối nên ta giả sử điện áp tại mọi điểm trên đường dây là như nhau tại mọi thời điểm và bằng điện áp định mức trong quá trình tính toán. Khi đó tổn thất điện áp trên các đoạn đường dây được tính theo công thức: U i = dm iiii U XQRP  (V). (4.1) Trong đó: Ui Là tổn thất điện áp trên đoạn đường dây thứ i. Pi, Qi Là công suất tác dụng và phản kháng của đoạn đường dây thứ i. Ri, Xi Là điện trở tác dụng và phản kháng của đoạn đường dây thứ i. Udm Là điện áp định mức của mạng điện. LuËn V¨n Th¹c Sü Kü ThuËt §iÖn H-íng HT§ 60 4.2. Đánh giá chất lượng điện năng lưới điện có cấp điện áp định mức 10 kV Theo báo cáo về công tác vận hành của Công ty Điện lực Thái Nguyên năm 2013, đường dây có tổn thất điện năng và tổn thất điện áp cao nhất của lưới điện 10 kV của lưới phân phối tỉnh Thái Nguyên là đường dây 971-TG Phú Bình. Vậy ta sẽ lựa chọn đường dây 971-TG Phú Bình để tính toán và đánh giá chất lượng điện năng trên đường dây này, qua đó đề ra các biện pháp cải tạo và nâng cấp cần thiết nhằm đảm bảo chất lượng điện năng yêu cầu. Ví dụ tính cho đoạn 1 ta có: U1 = dmU XQRP 1111  = 10 69,0).382,0*333446,0*5210(  = 253 (V). Coi như điện áp của lộ 971-TG Phú Bình sau khi đã được điều chỉnh +5%Uđm là 10,5 kV ta có: TBA Nghiền được coi là TBA ở gần thanh góp đầu nguồn nhất có điện áp lúc tải bình thường là 10500 - 253 = 10.247 V tương ứng độ lệch: