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

i 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 tổn điện áp trên đoạn đường dây thứ i. Pi, Qi Là công suất tác dụng và phản khàng 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. Ví dụ tính cho đoạn 0-1 ta có: U0-1 = = = 194,01 (V). Kết quả tính cho các đoạn còn lại được trình bày trong Bảng 13. Bảng 13: Hao tổn điện áp trên các đoạn lộ 971-7 Văn Lâm Đoạn dây Dây dẫn Chiều dài(kM) ro(Ω/km) xo(Ω/km) Pd.day(kW) Qd.day(kVAr) ∆Ud.day(V) 0-1 AC50 0.7 0.65 0.392 2956.85 2167.47 194.011 1-2 AC50 0.7 0.65 0.392 2920.82 2142.32 191.682 2-3 AC50 0.9 0.65 0.392 2379.93 1746.86 200.855 3-4 AC50 0.8 0.65 0.392 2158.27 1581.67 161.830 4-5 AC50 0.1 0.65 0.392 1920.38 1406 17.994 5-6 AC50 0.9 0.65 0.392 1765.34 1292.34 148.866 6-7 AC50 0.4 0.65 0.392 1571.54 1149.97 58.891 7-8 AC50 0.3 0.65 0.392 1448.87 1059.03 40.707 8-9 AC50 0.3 0.65 0.392 1418.17 1037.79 39.858 2-11 AC50 0.2 0.65 0.392 1177.53 862.502 22.069 12-13 AC50 0.7 0.65 0.392 891.741 653.404 58.503 11-12 AC50 0.3 0.65 0.392 769.073 562.461 21.611 11-14 AC50 0.2 0.65 0.392 451.544 328.291 8.443 3-15 AC50 0.3 0.65 0.392 210.904 152.999 5.911 15-16 AC50 0.8 0.65 0.392 128.216 91.6921 9.542 16-17 AC35 0.6 0.85 0.4 313.803 225.742 21.421 17-18 AC35 0.21 0.85 0.4 36.029 25.1462 0.854 18-23 AC35 0.6 0.85 0.4 277.774 200.596 18.980 18-19 AC35 0.26 0.85 0.4 133.535 95.9429 3.948 19-20 AC35 0.4 0.85 0.4 144.239 104.653 6.578 20-21 AC35 0.65 0.85 0.4 221.669 165.192 16.542 20-22 AC35 0.5 0.85 0.4 237.885 175.667 13.623 7-28 AC35 0.7 0.85 0.4 165.944 122.981 13.317 28-32 AC35 1.65 0.85 0.4 71.9416 52.6863 13.567 28-29 AC35 0.66 0.85 0.4 122.668 90.9432 9.282 29-30 AC35 0.37 0.85 0.4 30.7042 21.2363 1.279 29-31 AC35 0.2 0.85 0.4 240.64 175.292 5.493 4-10 AC35 1.05 0.85 0.4 285.79 209.098 34.288 5-27 AC35 0.3 0.85 0.4 122.668 90.9432 4.219 17-26 AC35 1.25 0.85 0.4 317.529 234.17 45.445 8-25 AC35 0.4 0.85 0.4 122.668 90.9432 5.625 3.6. Xác định độ lệch điện áp và tổn thất điện áp cho phép lộ 971-7 Văn Lâm 3.6.1. Độ lệch điện áp và ảnh hưởng của nó tới sự làm việc của thụ điện Phụ tải điện luôn thay đổi theo thời gian. Vì vậy tổn thất điện áp trên đường dây và điện áp tại thụ điện cũng thay đổi theo. Sự thay đổi có tính chất thường xuyên liên tục của điện áp tại một điểm so với Udm gọi là độ lệch điện áp. Về giá trị V là hiệu đại số giữa điện áp ở điểm đã cho và Udm của mạng điện Độ lệch điện áp tại đầu đường dây (điểm A) và cuối (điểm B) của đường dây phụ tải phân bố đều và tiết diện không đổi có giá trị là: VA = UA – Udm , VB = UB – Udm . UA, UB – Là điện áp tại điểm A và điểm B. Udm – Là điện áp định mức của mạng điện. VA - VB = (UA – Udm) – (UB – UH) = UA – UB = UAB Vậy tổn thất điện áp bằng hiệu số giữa độ lệch điện áp đầu đường dây và cuối đường dây. Thực tế vận hành cho thấy, phụ tải cực đại chỉ xẩy ra trong một số giờ không lớn lắm hằng năm còn phụ tải cực tiểu chiếm số giờ khá lớn nhưng không bao giờ giảm quá 25% phụ tải cực đại. Vì vậy khi tính toán người ta căn cứ vào 2 trường hợp là 100 %Smax và 25% Smax. Khi tải cực đại tổn thất điện áp lớn nhất còn điện áp ở thụ điện xa nhất là nhỏ nhất , theo quy phạm thì: Khi tải cực tiểu (25% Smax) điện áp ở cực thụ điện gần nhất có thể vượt quá Udm, theo quy phạm thì: Là độ lệch điện áp cho phép khi tải max và tải min. Độ lệch điện áp có ảnh hưởng rất lớn đến sự làm việc của thụ điện vì vậy mạng điện phải được tính toán sao cho V ở các cực của thụ điện nằm trong giới hạn cho phép. 3.6.2. Tổn thất điện áp cho phép của mạng điện cung cấp từ thanh cái trạm biến áp 35/10 kV tới thụ điện hạ áp. Từ sơ đồ một sợi ta thấy trạm gần thanh cái nhất là trạm B.LỖ XÁ với chiều dài 0,8 kM còn trạm xa nhất là trạm Phan Đình Phùng với chiều dài 6 kM. T.PHAN ĐÌNH PHÙNG B. LỖ XÁ Từ kết quả tính toán hao tổn điện áp trong máy biến áp ta xác định được hao tổn trong trạm B.Lỗ Xá là 3,768 %, hao tổn trong trạm Phan Đình Phùng là 4,448 % . Độ gia điện áp của các máy biến áp tại trạm B.Lỗ Xá và trạm Phan Đình Phùng là +5% ở mọi chế độ tải. Ta lập bảng độ lệch điện áp cho các máy biến áp: Thành phần thiết bị điện Mức phụ tải % của máy biến áp Thành phần thiết bị điện Mức phụ tải % của máy biến áp Phan Đình Phùng B.Lỗ Xá 100 25 100 25 Thanh cái 10 kV: ∆Vtc 5 0 5 0 Tổn thất U cho phép mạng 10 kV: ∆Ucp10 -2.694 -0.674 -0.314 -0.079 Máy biến áp 10/0.4 kV: Độ gia điện áp: ∆Vb 5 5 5 5 Tổn thất điện áp: ∆Ub -4.448 -1.112 -3.768 -0.942 Tổn thất U cho phép mạng 0.4 kV: ∆Ucp0.4 -10.697 0 13.418 0 Độ lệch U tại thụ điện: ∆V -7.5 3.2145 -7.5 3.9794 Đối với trạm biến áp xa nhất Phan Đình Phùng: Tổn thất điện áp tổng cộng là: = Ucp35 + Ucp0.4 = = 5 + 5 – 4,448+ 7,5 = 13,052 % Để phân chia hao tổn giữa mạng cao áp và hạ áp ta giải hệ: thay số Ucp35 + Ucp0.4 = 13,052 = 0,26 Giải hệ trên ta tìm được: Ucp35 = 2,694% ; Ucp0.4 = 10,358% Đối với đường dây 10kV ta có: = 0,6735% Kiểm tra độ lệch tại thụ điện gần (Điểm A) khi tải min: ∆VA25 = ∆VTC25 + ∆Ucp1025 + ∆Vba25 + ∆Uba25 = 0 - 0,674 + 5 – 1,112 = +3,214% ≤ ∆Ucp= +5% Đối với trạm biến áp gần nhất B.Lỗ Xá: Ucp của mạng 10 kV là: = = 0,314 % Trong đó: l – Là khoảng cách từ thanh cái tới trạm biến áp gần nhất. L – Là khoảng cách từ thanh cái tới trạm biến áp xa nhất. Đối với đường dây 10kV ta có: % Tổn thất U cho phép của mạng 0.4kV là: = 5 – 0,314 + 5 – 3,768 + 7,5 = 13,418 % Kiểm tra độ lệch tại thụ điện gần (Điểm C) khi tải min: = 0 – 0,079 + 5 – 0,942 = 3,979% ≤ ∆Ucp= +5% Như vậy, độ lệch điện áp hiện tại của lộ 971-7 Văn Lâm luôn năm trong giới hạn cho phép (± 5%) khi phụ tải đạt cực tiểu và cực đại. CHƯƠNG IV PHÂN TÍCH CÁC NGUYÊN NHÂN GÂY TỔN THẤT VÀ MỘT SỐ BIỆN PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CHO LỘ 971 -7 VĂN LÂM- HƯNG YÊN 4.1. Các nguyên nhân gây tổn thất và một số biện pháp giảm tổn thất điện năng trên lưới điện nói chung. Trong thực tế vận hành hệ thống lưới điện, để phân biệt một cách rõ nét các loại hình gây nên các dạng tổn thất trong hệ thống điện nói chung và các lưới điện của từng khu vực nói riêng, người ta phân ra các dạng chính gây nên tổn thất là: tổn thất kỹ thuật và tổn thất phi kỹ thuật. 4.1.1.Tổn thất kỹ thuật: 4.1.1.1. Tổn thất trên đường dây: Tổn thất trên đường dây xẩy ra khi có dòng điện chạy qua, làm đốt nóng đường dây đó. Lượng công suất tác dụng bị tổn thất được xác định theo công thức: ∆P = 3I.R (kW) (4.1) Trong đó: Là dòng điện chạy trên đường dây. R- Là điện trở của dây dẫn. Hao tổn công suất tác dụng được biểu diễn bằng sự phụ thuộc: ∆P = f( P, Q, U, I, δ, F) Lượng công suất tác dụng P cần truyền tải trên đường dây là nhu cầu cần thiết không thể giảm được nên khi xét giảm hao tổn ta ít xét đến yếu tố này. Lượng công suất phản kháng Q cần truyền tải trên đường dây cần cho yêu cầu của phụ tải. Tuy nhiên yêu cầu này có thể thay đổi được vì các phụ tải có thể được cung cấp công suất phản kháng ngay tại chỗ bằng các thiết bị bù. Điện áp U là yếu tố làm thay đổi đáng kể nhất đến tổn thất công suất trên đường dây. Yếu tố này có liên qua hàng loạt đến các yếu tố khác như thiết bị, vốn đầu tư… Đối với một hệ thống cụ thể đang vận hành thì yếu tố này không thay đổi được hoặc chỉ thay đổi trong phạm vi nhỏ. Tuy nhiên trong việc cải tạo và phát triển hệ thống và nhất là trong quy hoạch thì yếu tố này cần phải chú ý tới nhiều nhất. Tất nhiên việc lựa chọn một cấp điện áp tối ưu cho từng loại lưới điện cũng là một bài toán tổng thể phải xem xét đến nhiều yếu tố khác nhau như vốn, chi phí vận hành, lắp đặt, vận hành… Chiều dài đường dây l: Là yếu tố liên quan trực tiếp đến cấu trúc lưới, sơ đồ sử dụng. Nó còn ảnh hưởng đến chất lượng điện áp , bán kính vươn dài càng lớn thì tổn thất càng lớn, độ lệch điện áp đầu và cuối đường dây lớn… Tiết diện của dây dẫn F: Yếu tố này có liên quan trực tiếp đến chi phí vật liệu và liên quan đến một số tiêu chuẩn kỹ thuật như: Hiện tượng vầng quang, đảm bảo mặt cơ học… Ta thấy rằng tất cả các yếu tố thay đổi ở trên đều có thể dẫn đến việc giảm tổn thất trên đường dây, tuy nhiên có thể sẽ làm tăng thêm chi phí ở một số khâu khác hoặc không thoả mãn ở một vài điều kiện kỹ thuật nào đó. 4.1.1.2. Tổn thất trong máy biến áp: Ta xét máy biến áp 2 cuộn dây, hao tổn điện năng trong máy: ∆Aba = ∆Pot + ∆PK kWh (4.2) Trong đó: ∆Aba - Là tổn thất điện năng của máy biến áp, kWh. t- Là thời gian vận hành của MBA, h. St- Là công suất tải của MBA (kVA) Sdm- Là công suất định mức của MBA (kVA) - Là thời gian hao tổn công suất cực đại (h) ∆Po- tổn thất công suất tác dụng khi không tải của MBA (kW) ∆PK - Là tổn thất ngắn mạch của MBA (kW) 4.1.1.3. Tổn thất trong các thiết bị khác: Trong các thành phần tổn thất kỹ thuật, ngoài tổn thất trên lưới và tổn thất trong hệ thống điện còn phải kể đến tổn thất trong các thiết bị khác như các loại máy cắt, dao cách ly… 4.1.2.Tổn thất phi kỹ thuật: Như đã trình bày ở phần trên, tổn thất phi kỹ thuật là các tổn thất do các yếu tố chủ quan gây ra như việc vận hành chưa hợp lý, phương thức quản lý… Ta có thể thấy được một số các tổn thất phi kỹ thuật như: tổn thất do vận hành cosφ thấp, tổn thất so đồ thị phụ tải không bằng phẳng, tổn thất do kết cấu lưới chưa hợp lý… 4.1.3. Một số biện pháp giảm tổn thất điện năng: Để giảm tổn thất điện năng trên lưới điện có nhiều biện pháp khác nhau. Song có những biện pháp rất khó để áp dụng vào thực tế khi điều kiện kỹ thuật cũng như kinh tế còn nhiều hạn chế. Tuy nhiên, mỗi biện pháp đều có phạm vi sử dụng và hiệu quả nhất định. Việc lựa chọn biện pháp nào cho phù hợp thì phụ thuộc vào điều kiện cụ thể của từng địa phương. Để giảm tổn thất điện năng, thông thường ta sử dụng các biện pháp như: Nâng cao hệ số công suất của mạng điện, nâng cao điện áp vận hành của lưới điện, san phẳng đồ thị phụ tải, cải tạo và hoàn thiện cấu trúc lưới… 4.2. Các nguyên nhân gây tổn thất và biện pháp giảm tổn thất điện năng cho lưới điện lộ 971-7 Văn Lâm- Hưng Yên 4.2.1. Các nguyên nhân gây tổn thất: Hiện nay, tổn thất điện năng của lộ 971-Văn Lâm là 4,761% được xuất phát từ nhiều nguyên nhân khác nhau: + Hao tổn trong máy biến áp Hệ số mang tải của máy biến áp xác định theo công thức: Kmt = (4.3) Bảng 4.1: Hệ số mang tải của các máy biến áp lộ 971-7 Văn Lâm Tên trạm Sdm(KW) Stai(KW) Kmt B.LỖ XÁ 100 70 0.8235 T. Quan Cú 160 160 1.0000 T. Hoàng Lê 50 35 0.7000 T.Yên Xá 250 215 0.8600 T. Ngọc Trì 160 120 0.8824 T.Bà Sinh 160 120 0.8824 B.Việt Hưng 180 150 0.8333 T.Đồng Trung 250 200 0.9412 T.Việt Hưng 160 120 0.8824 T.Việt Hưng 2 100 70 0.8235 T.Lê Thang 180 160 0.8888 Trạm Mậu Lương 50 30 0.7059 T.Dốc Tảo 320 220 0.8088 T.Xuân Đào 400 300 0.8824 Trung Tâm -LT 320 220 0.8088 T.Đồng Xá 160 120 0.8824 T. Kim Huy 100 80 0.8000 T.Kim Huy -PDP 180 125 0.817 T.Thanh Khê 250 200 0.8000 T.PDP 160 120 0.8824 Qua Bảng 4.1 ta thấy một số máy biến áp của lộ 971-7 Văn Lâm như trạm B. Quan Cù , T. Ngọc Trì, Trạm Bà Sinh, Lê Thang, Trạm Xuân Đào có hệ số mang tải lớn lần lượt là: 1.000, 0.8824, 0.8824, 0.8888, 0.8824 + Hao tổn áp trên các đoạn dây Hao tổn điện áp các đoạn dây của lộ 971-7 Văn Lâm tính trên 1 km chiều dài được thể hiện trong Bảng 4.2. Qua Bảng 4.2 ta dễ nhận thấy hao tổn áp của các đoạn đầu lộ như đoạn 0-1, 1-2, 2-3, 3-4, 4-5 là rất lớn cụ thể là: 277.160(V/km), 273.832(V/km), 223.173(V/km), 202.289(V/km), 179.940(V/km) Bảng 4.2 : Hao điện áp trên các đoạn dây lộ 971-7 Văn Lâm Đoạn dây Chiều dài (km) ∆Ud.day (V) ∆Udd (V/km) 0-1 0.7 191.366 273.381 1-2 0.7 186.647 266.639 2-3 0.9 202.142 224.603 3-4 0.8 162.963 203.704 4-5 0.1 18.132 181.320 5-6 0.9 150.068 166.742 6-7 0.4 58.966 147.414 7-8 0.3 40.763 135.877 8-9 0.3 39.915 133.049 2-11 0.2 22.413 112.066 12-13 0.7 58.283 83.261 11-12 0.3 21.501 71.670 11-14 0.2 8.150 40.750 3-15 0.3 5.930 19.768 15-16 0.8 9.592 11.990 16-17 0.28 2.302 8.222 17-18 0.6 19.317 32.196 18-23 0.21 0.854 4.068 18-19 0.6 16.876 28.127 19-20 0.26 3.657 14.064 20-21 0.4 5.625 14.064 20-22 0.65 16.555 25.469 7-28 0.5 13.641 27.282 28-32 0.7 13.342 19.060 28-29 1.65 13.567 8.222 29-30 0.66 9.282 14.064 29-31 0.37 1.280 3.459 4-10 0.2 5.119 25.594 5-27 1.05 36.879 35.123 17-26 0.3 4.242 14.141 8-25 1.25 47.132 37.706 4.2.2. Một số biện pháp giảm tổn thất điện năng 4.2.2.1. Một số biện pháp trước mắt để cải tạo lưới điện: - Cải tạo, thay thế nâng cấp những đoạn dây bị quá tải nặng như các đoạn 0-1, 1-2, 2-3, 3-4, 4-5 bằng cách tăng tiết diện dây dẫn từ AC50 lên AC70. - Thay thế hoặc phân bố lại công suất cho các máy biến áp bị quá tải hoặc gần quá tải. Với lộ 971-7 Văn Lâm, ta sẽ phải thay thế công suất máy biến áp ở các trạm B. Quan Cù , T. Ngọc Trì, Trạm Bà Sinh, Lê Thang, Trạm Xuân Đào bằng các máy biến áp có công suất lớn hơn. - Quy định hệ số cosφ tối thiểu bắt buộc đối với các trạm có hệ số cosφ thấp. - Duy trì tốt điện áp định mức trong vận hành ở các trạm biến áp nguồn, tận dụng tối đa khả năng điều chỉnh điện áp trên các đầu phân áp của máy biến áp phân phối, tránh tổn thất do vận hành điện áp lưới thấp. - Tận dụng triệt để kết cấu mạch vòng vận hành cho phù hợp, san phẳng đồ thị phụ tải. - Lắp công tơ nhiều giá điện cho các hộ có công suất tiêu thụ lớn. 4.2.2.2. Các biện pháp lâu dài giảm tổn thất cho lưới điện 971-7 Văn Lâm. - Dưới đây là một vài biện pháp có thể áp dụng cho lưới điện trung áp huyện Mỹ Hào. - Đầu tư lắp đặt them các điểm nguồn, các trạm biến áp trung gian để đảm bảo cấp điện áp ổn định, không phải cắt điện do thiếu nguồn, giảm được tình trạng cấp điện cho đường dây quá dài điện áp thấp. - Lắp đặt thêm các máy biến áp nhỏ để cắt các náy biến áp lớn khi không sử dụng ra khỏi nguồn để giảm tổn thất không tải của các máy này. -Nâng cao hệ số công suất của lưới điện, bắt buộc các khách hàng công nghiệp đặt tụ bù. Phân bố phụ tải theo khu vực, khuyến khích các thành phần sử dụng điện vào giờ thấp điểm đêm 4.2.2.3. San phẳng đồ thị phụ tải Trong vận hành mạng điện việc sắp xếp các phụ tải một cách hợp lý sao cho đồ thị phụ tải được san bằng sẽ tránh hiện tượng điện áp sụt quá mức do phụ tải tăng vọt. Đối với lưới điện có đồ thị phụ tải không bằng phẳng, tác hại của nó gây ra không chỉ khó khăn trong vận hành, việc lãng phí vốn đầu tư vật trang thiết bị, công suất nguồn, mặt khác nó còn gây tổn thất một lượng điện năng đáng kể. Để khắc phục cần phải sớm đưa ra các biện pháp để san bằng đồ thị phụ tải. Song đối với điện nông thôn phụ tải chủ yếu là thắp sáng, sinh hoạt phục vụ nhu cầu cho nhân dân, áp dụng biện pháp này là rất khó khăn. Tuy nhiên, đối với những điểm tải sản xuất như: nhà máy xí nghiệp, trạm bơm tưới tiêu, các phụ tải tiểu thủ công nghiệp và dịch vụ như say xát, hàn xì… Chúng ta có thể áp dụng biện pháp hạn chế các đỉnh nhọn của đồ thị phụ tải. Đó là hạn chế mức tối đa sự làm việc của chúng vào thời điểm cực đại. Đồng thời khuyến khích các phụ tải này hoạt động ở những thời điểm thấp điểm, áp dụng những công nghệ mới để nâng cao hiệu quả sử dụng điện. Để mang lại hiệu quả cao cho phương pháp này thì ta có thể đặt các công tơ điện tử để có thể tính tiền điện vào giờ cao điểm và giờ thấp điểm. Việc san phẳng đồ thị phụ tải là một công việc rất khó khăn nhưng vẫn có thể thực hiện được. Trên lộ 421 Phố Nối, phụ tải yếu là phụ tải sinh hoạt cho nên ta có thể khuyến khích người dân hạn chế sử dụng điện giờ cao điểm để tránh đỉnh nhọn của đồ thị phụ tải. Để khuyến khích người dân thì ta có thể áp dụng chương trình bán điện theo giờ cao điểm và thấp điểm, giá điện năng trong giờ cao điểm sẽ cao hơn giá điện năng trong giờ thấp điểm. Có như vậy mới giảm được đỉnh nhọn của đồ thị phụ tải. Mặt khác, thúc đẩy chương trình “Quản lý nhu cầu” (DMS) áp dụng các giải pháp san bằng đồ thị phụ tải sẽ tạo điều kiện cho việc cải thiện chất lượng điện năng, giảm tổn thất điện năng xuống mức thấp nhất. 4.2.2.4. Cân bằng tải giữa các pha Biện pháp này có tác dụng làm đối xứng lại hệ thống 3 pha, giảm tổn thất điện năng do dòng điện trong dây trung tính giảm xuống. Ta có thể thực hiện phương pháp này bằng cách cân bằng phụ tải cho các pha trên lộ. Dựa vào dòng điện ở các pha trên từng lộ tại thời điểm phụ tải cực đại. Biện pháp này áp dụng vào lưới 0,4 kV sẽ mang lại hiệu quả cao. Để cân bằng tải giữa các pha thì khi lắp đặt các công tơ của thụ điện để từ đó có thể phân phối tải giữa các pha sao cho có sự cân bẳng tải giữa các pha. 4.2.2.5. Cải tạo hoàn thiện cấu trúc mạng Đây là giải pháp lâu dài cho hệ thống điện, việc sử dụng quá nhiều chủng loại máy biến áp, dây dẫn, nhiều cấp điện áp làm cho lưới điện phức tạp, giảm độ tin cậy, tính linh hoạt trong vận hành, gây khó khăn trong vận hành sửa chữa cải tạo lưới điện. Vì vậy trong công tác quy hoạch cải tạo và phát triển lưới điện phải tuân thủ quy hoạch tổng thể, thống nhất với sự phát triển của khoa học kỹ thuật. Có như vậy, hệ thống điện mới có khả năng sử dụng lâu dài, đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện trong hiện tại và cho tương lai khi xu hướng và nhu cầu sử dụng điện ngày càng tăng. Giảm được chi phí cho sửa chữa và hao tổn điện năng khi vận hành. 4.2.2.6 Các biện pháp quản lý kinh doanh Trong thành phần tổn thất công suất và tổn thất điện năng thì tổn thất do quản lý kinh doanh chiếm tỷ trọng khá lớn. Nhưng có thể giảm được tổn thất bằng các biện pháp quản lý lưới điện một cách hợp lý và chặt chẽ. Hoàn thiện hệ thống đo đếm Công tơ điện là hệ thống đo đếm chủ yếu để đo đếm điện năng của các hộ tiêu thụ điện, vì vậy sai số của chúng ảnh hưởng không nhỏ tới lượng tổn thất điện năng. Hệ thống công tơ này phải được kiểm định, kẹp chì theo đúng quy định trước khi được đưa vào sử dụng. Tùy thuộc vào đường cong sai số của từng loại công tơ mà lắp đặt cho từng hộ có tính chất tải, lượng điện năng sử dụng phù hợp để đạt được sai số nhỏ nhất thuộc giới hạn cho phép. Ngoài nguyên nhân sai số công tơ do lắp đặt TI hay TU có công suất không phù hợp, sai số do sử dụng công tơ và TI, TU lâu ngày không được kiểm định. Tổn thất thương mại còn có các nguyên nhân như: + Hộ sử dụng lấy cắp điện. + Do đọc nhầm chỉ số công tơ. Để giảm tới mức thấp nhất lượng điện năng mất mát do công tơ đếm không chính xác cần thực hiện những biện pháp: - Đối với các chủ hộ tiêu thụ điện khác nhau có tính chất tải khác nhau cần lắp các loại công tơ khác nhau sao cho sai số nhỏ nhất. - Tất cả các hộ dùng điện phải lắp đồng hồ đo đếm điện năng để làm cơ sở cho việc kiểm tra thanh toán tiền điện. Các công tơ phải đúng quy cách và chủng loại. - Các công tơ phải được hiệu chỉnh, kiểm tra theo tiêu chuẩn Việt Nam. - Các công tơ phải được đặt trong hộp để quản lý, các hộ gia đình phải có trách nhiệm với công tơ của mình. - Việc treo tháo công tơ phải do ban quản lý thực hiện. Khi treo, tháo thì phải đảm bảo đúng yêu cầu kỹ thuật, tránh tình trạng treo lệch gây sai số công tơ. - Mỗi lần treo tháo công tơ phải có sự chứng kiến của chủ sử dụng điện và lập phiếu ghi sổ có xác nhận để kiểm tra và thanh toán tiền điện được thuận lợi. - Thường xuyên kiểm tra và phát hiện các trường hợp ăn cắp điện, công tơ chết hoặc quay không chính xác. Loại trừ sự rò rỉ trên đường dây Trên đường dây truyền tải các yếu tố dẫn đến tổn thất điện năng do rò rỉ điện là: - Hành lang bảo vệ đường dây. - Chất lượng xà, sứ, cột. - Đối với hành lang bảo vệ đường dây cần có biện pháp tổ chức phát quang định kỳ những cây cối, ngoại vật vi phạm hành lang bảo vệ. Đặc biệt phải kiểm tra, phát hiện xử lý kịp thời mọi trường hợp vi phạm trước và sau mùa mưa bão trong những đợt gió mạnh. - Đối với những xà, sứ ngoài việc thay thế định kỳ theo thời gian mà nhà chế tạo quy định cần tu bổ kịp thời những sứ bị hỏng trước thời hạn do chất lượng hay ngoại trừ tác động. Chọn mô hình quản lý thích hợp Đây là một trong những biện pháp quan trọng của việc giảm tổn thất kinh doanh. Để làm tốt điều này cần căn cứ vào tình hình thực tế của từng địa phương mà chọn mô hình quản lý cho thích hợp nhằm hạn chế đến mức tối đa tỷ lệ tổn thất và qua đó giảm giá bán điện năng. - Để quản lý có hiệu quả thì phải thực hiện tốt các nguyên tắc kết hợp quản lý theo ngành với quản lý theo lãnh thổ. - Những người trong ban quản lý điện thì phải là người có trách nhiệm cao và am hiểu chuyên môn nghiệp vụ về điện. - Có quy chế sử dụng điện ở địa phương và được phổ biến đến từng hộ dùng diện. - Phải công khai về tài chính mỗi tháng. Các biện pháp có liên quan đến công tác quản lý xã hội Các giải pháp này khá phức tạp vì nó liên quan đến toàn cộng đồng nhưng cũng cần thực hiện vì hiệu quả kinh tế của nó, các giải pháp này gồm: - Về công tác quản lý kỹ thuật: cần đầu tư nghiên cứu áp dụng khoa học kỹ thuật vào việc quy hoạch, thiết kế, quản lý vận hành hệ thống điện. Khuyến khích các cá nhân có thành tích trong việc áp dụng các biện pháp về khoa học kỹ thật đạt hiệu quả cao. Đồng thời xử phạt nghiêm minh với những đối tượng vi phạm nguyên tắc quản lý gây hậu quả xấu làm ảnh hưởng tới lưới điện. Hoàn thiện hệ thống đo đếm bảo đảm giảm tới mức tối đa hiện tượng thất thoát điện năng do sai số các thiết bị TU, TI, công tơ… - Về mặt quản lý cán bộ, nhân viên ngành điện cần phải thường xuyên giáo dục, bồi dưỡng đội ngũ cán bộ, nhân viên có trình độ kỹ thuật cao, ý thức tổ chức kỷ luật trong việc chấp hành các quy định đề ra. Thường xuyên tạo điều kiện thuận lợi cho các cán bộ nhân viên trong ngành nâng cao trình độ nghiệp vụ trong công tác vận hành lưới điện. - Về mặt xã hội: Cần tăng cường công tác tuyên truyền để mọi người có ý thức sử dụng điện hợp lý tiết kiệm tránh thất thoát lãng phí và an toàn cho người sử dụng. Xử phạt nghiêm minh với các hiện tượng ăn cắp điện và vi phạm hành lang an toàn lưới điện. Từ các đường cong ở hình vẽ trên ta thấy rằng càng tăng (có ý nghĩa là máy biến áp càng vận hành càng đầy tải) thì dung lượng tối ưu của máy biến áp càng tăng. Từ đó suy ra rằng đối với phụ tải nhất định có thời gian hao tổn công suất cực đại cố định trong một năm thì ta phải xác định công suất định mức của máy biến áp sao cho hao tổn trong máy biến áp là nhỏ nhất. Qua phân tích ở trên ta thấy rằng đối với những máy biến áp quá tải, non tải, công suất của máy không tối ưu với thời gian hao tổn công suất cực đại của phụ tải đều gây ra tổn thất điện năng tương đối lớn. Để phục vụ vấn đề này cần thay thế máy biến áp có Sđm phù hợp nhất để tổn thất điện năng trên lưới là nhỏ nhất. Tuy nhiên, biện pháp này là tăng vốn đầu tư, phải thay thế máy biến áp mới sẽ gây tốn kém. Trong những trường hợp tổn thất trong máy biến áp lớn sẽ làm ảnh hưởng đến kỹ thuật, đến độ tin cậy cung cấp điện… 4.2.2.7. Nâng cao hệ số công suất cos của mạng điện Trong mạng điện nông thôn ngày nay thì hệ số công suất thấp do nhiều nguyên nhân gây nên. Hệ số công suất thấp sẽ dẫn đến chế độ làm việc của mạng điện không có hiệu quả kinh tế, bởi vậy cần thực hiện các giải pháp khắc phục. Đây là một trong những giải pháp quan trọng để tiết kiệm điện năng và thường được áp dụng trong lưới điện ở mọi cấp điện áp. Khi cos mạng điện lớn, lượng công suất phản kháng Q truyền tải trong mạng điện giảm đi. Do đó ta phải tìm cách nâng cao hệ số cos của lưới. Phần lớn các thiết bị điện đều tiêu thụ công suất tác dụng P và công suất phản kháng Q. Những thiết bị tiêu thụ nhiều công suất phản kháng là: - Động cơ không đồng bộ tiêu thụ khoảng 60% 65% tổng công suất phản kháng của toàn mạng điện. - Máy biến áp tiêu thụ khoảng 20% 25%. - Đường dây trên không, điện kháng và các thiết bị khác nhau tiêu thụ khoảng 10%. Như vậy động cơ không đồng bộ và máy biến áp là hai loại của máy điện tiêu thụ nhiều công suất phản kháng nhất. Ta có mối quan hệ giữa và P, Q như sau: (4.4) Vậy khi công suất tác dụng P của mạng điện không đổi, nhờ có bù công suất phản kháng, lượng công suất phản kháng Q truyền tải trên đường dây giảm xuống, do đó góc giảm nghĩa là cos tăng lên, sẽ đưa đến những hiệu quả sau: - Giảm được công suất và điện áp trong mạng điện. - Tăng khả năng truyền tải trong mạng điện. Để nâng cao hệ số công suất cos của mạng điện ta có thể sử dụng một trong các biện pháp sau: a. Nâng cao hệ số cos tự nhiên * Nâng cao hệ số công suất của các hộ dùng điện (Giảm lượng công suất phản kháng tiêu thụ tại các hộ dùng điện) bằng cách: - Hợp lý hóa quy trình công nghệ, áp dụng khoa học kỹ thuật vào sản xuất và vận hành hệ thống điện để các thiết bị điện làm việc ở chế độ hợp lý nhất. Ví dụ: khi có nhiều máy bơm hoạt động hay quạt đang làm việc song song thì phải điều chỉnh tốc độ, lưu lượng của chúng để đạt được phương thức vận hành kinh tế nhất. - Thay thế động cơ không đồng bộ làm việc non tải bằng động cơ có công suất thích hợp nhất. Các tính toán cho thấy rằng: nếu hệ số phụ tải Kpt < 0,45 thì việc thay thế bao giờ cũng có lợi, nếu 0,45 < Kpt < 0,7 thì phải so sánh kinh tế kỹ thuật mới xác định được việc thay thế có lợi hay không. - Hạn chế động cơ chạy không tải. - Dùng động cơ đồng bộ thay thế động cơ không đồng bộ: ở những máy sản xuất có công suất tương đối lớn và không yêu cầu điểu chỉnh tốc độ như máy bơm, quạt máy, máy khí nén… Ta nên dùng động cơ không đồng bộ. - Giảm điện áp ở những động cơ làm việc non tải, thường đổi tổ nối dây của động cơ từ tam giác ra dấu sao. - Đồng bộ hóa các động cơ không đồng bộ. - Nâng cao chất lượng sử chữa động cơ và máy biến áp… * Quy định hệ số công suất cos bắt buộc đối với hộ dùng điện. * Lựa chọn, lắp đặt và vận hành các thiết bị điện trong lưới một cách hợp lý nhất: Các thiết bị tiết kiệm điện năng, chất lượng cao, công suất phù hợp… Biện pháp này ít tốn kém và hiệu quả trong việc nâng cao hệ số công suất của lưới điện, vì vậy biện pháp này cần được áp dụng trước, nếu hệ số cos trên đường dây không đạt yêu cầu thì ta mới sử dụng biện pháp bù công suất phản kháng. b. Bù công suất phản kháng tại các phụ tải điện, trạm biến áp và trên đường dây. Từ công thức (4.1) ta có: (kW) (4.5) Để giảm tổn thất trên đường dây ta bù lại lượng công suất phản kháng đã bị tiêu hao trong quá trình truyền tải, hay là nâng cao hệ số công suất cos của lưới. Với biện pháp này sẽ làm tăng chi phí khấu hao do phải bỏ ra một lượng vốn đầu tư nhất định để mua trang thiết bị. Do vậy khi thực hiện phương pháp phải làm bài toán so sánh kinh tế giữa các phương án sao cho chi phí là nhỏ nhất. Ngoài ra ta có thể nâng cao hệ số cos tại thanh cái phía trên điện áp thấp của các trạm biến áp phân phối, phân xưởng, nhà máy xí nghiệp bằng cách đặt tụ điện điện áp thấp. Biện pháp này hoàn toàn có thể thực hiện được. Yêu cầu các hộ tiêu thụ điện lớn, cơ quan, nhà máy xí nghiệp có hệ số cos không đạt quy định phải đặt thiết bị bù công suất phản kháng. Việc đặt các cơ cấu bù công suất phản kháng đòi hỏi những chi phí nhất định, vì vậy cần phải tính toán lựa chọn dung lượng bù cũng như vị trí đặt tụ bù một cách hợp lý nhất. 4.2.3. Nhận xét Các biện pháp quản lý vận hành để giảm hao tổn điện năng trên lưới điện tuy chỉ làm giảm một lượng nhỏ điện nang hao tổn nhưng lại có chi phí thấp, nó góp phần quan trọng vào công việc giảm tổn thất điện ngang trên lưới điện của ngành điện, và nó cũng góp phần nâng cao chất lượng điện của lưới điện. Các biện pháp kỹ thuật để giảm hao tổn điện năng trên lưới điện có chi phí tương đối lớn nhưng nó làm giảm đi một lượng điện năng hao tổn tương đối lớn. Từ các giải pháp giảm tổn thất điện năng trên lộ 971-7 Văn Lâm, phương án nâng cấp điện áp truyền tải kết hợp với phương pháp đặt tụ bù tại các trạm biến áp tiêu thụ là cách tốt nhất để giảm hao tổn điện năng trên lộ 971-7 Văn Lâm bởi vì những lý do sau: - Phương pháp nâng cấp điện áp truyền tải từ 10 kV nên 22kV giúp giảm một lượng hao tổn điện năng đáng kể, bên cạnh đó đường dây 10 kV phù hợp với đường dây 22 kV nên không cần thay thế đường dây khi nâng điện áp truyền tải. Hơn nữa, việc nâng điện áp truyền tải lên 22 kV phù hợp với xu thế của ngành điện là thống nhất hệ thống lưới điện Việt Nam về 22 kV. - Phương pháp đặt tụ bù tại các trạm biến áp tiêu thụ vừa có tính kỹ thuật là giảm được hao tổn điện năng lại vừa có tính kinh tế hơn so với các phương pháp khác. KẾT LUẬN VÀ ĐỀ NGHỊ A. Kết Luận Trong thời gian thực tập từ ngày 20/01/2010, tôi đã thực hiện đề tài “Tính toán tổn thất điện năng và đề xuất biện pháp giảm tổn thất áp dụng cho lộ 971-7 Văn Lâm -Hưng Yên ”, đến nay bằng sự nổ lực của bản thân cùng với sự giúp đỡ nhiệt tình của thầy giáo Ngô Quang Ước cùng các thầy cô trong bộ môn Điện Kỹ Thuật - Khoa Cơ Điện – Trường Đại học Nông nghiệp Hà Nội, các anh chị đang công tác tại chi nhánh điện huyện Văn Lâm đến nay tôi đã hoàn thành đợt thực tập . Qua kết quả tính toán hao tổn trên lộ 971-7 Văn Lâm thuộc chi nhánh điện lực huyện Văn Lâm , tôi thấy tình hình hao tổn trên lộ vẫn đảm bảo chất lượng điện áp phục vụ cho các phụ tải trong khu vực, tuy vậy ở một số xã các máy biến áp ở đây hoạt động non tải cho nên cũng gây hao tổn điện năng, gây thất thu cho nghành điện. Có một số đoạn đường dây do chắp vá, dùng lâu năm nên hao tổn khá lớn, tuy hiện nay nó vẫn chịu được công suất truyền tải nhưng trong vài năm tới khi phụ tải tăng nhanh nên có thể là nguyên nhân gây nên các sự cố trên lộ. Trong việc tính toán hao tổn lưới điện nông thôn gặp rất nhiều khó khăn để đạt kết quả chính xác do phụ thuộc vào nhiều yếu tố như: Số liệu về phụ tải hiện tại, tình hình sử dụng điện của các phụ tải trong vùng…Do vậy để tính toán được chính xác cần phải điều tra phụ tải chính xác và tính toán cẩn thận. Do thời gian tiến hành thực tập có hạn, đồng thời do kinh nghiệm thực tế còn yếu nên trong đề tài này tôi chỉ giới hạn tính toán hao tổn trên lộ mà chưa đưa ra các phương pháp cải tạo cũng như tính toán hao tổn dự báo trong các năm trong tương lai. B. Đề nghị: Chi nhánh điện lực huyện Văn Lâm cần nhanh chóng hoàn thành chuyển đổi mô hình quản lý điện mới, trực tiếp quản lý tới các hộ tiêu thụ điện, xoá bỏ thầu khoán lưới điện. Nên khuyến khích dùng điện vào các giờ thấp điểm bằng cách hạ giá thành bán điện vào các khoảng thời gian này, hạn chế dùng điện vào các giờ cao điểm nhằm san phẳng đồ thị phụ tải nhằm phân bố điện cho hợp lý, đem lại lợi ích cho quốc gia. Nhanh chóng khắc phục các mặt còn hạn chế trong công tác quản lý, kịp thời khắc phục hậu quả các sự cố trong toàn khu vực để đảm bảo lòng tin của nhân dân vào nghành điện. Cuối cùng tôi xin gửi lời cảm ơn sâu sắc tới các thầy cô trong bộ môn Điện Kỹ Thuật Trường Đại học Nông nghiệp Hà Nội, đặc biệt là thầy giáo Ngô Quang Ước đã tận tình giúp đỡ tôi về các vấn đề về kiến thức cũng như kinh nghiệm trong suốt quá trình thực tập, cùng các anh chị đang công tác tại chi nhánh điện lực huyện Văn Lâm đã tận tình giúp đỡ, cung cấp các số liệu cần thiết để tôi có thể hoàn thành tốt đợt thực tập này. Tài liệu tham khảo 1. Trần Quang Khánh Quy hoạch điện nông thôn (NXB Đại học Nông nghiệp Hà Nội- 2000) 2. Nguyễn Văn Sắc- Nguyễn Ngọc Kính Mạng điện Nông nghiệp (Nhà xuất bản giáo dục- Hà Nội- 1999) 3. Vũ Hải Thuận Cung cấp điện cho khu công nghiệp và khu dân cư (Nhà xuất bản nông nghiệp-2008) 4. Trần Bách Lưới và Hệ thống Điện (Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật Hà Nội- 2000) 5. Nguyễn Công Hiền- Đặng Ngọc Dinh Giáo trình cung cấp Điện 6. Trần Đình Long Quy hoạch phát triển năng lượng và Điện lực (Nhà xuất bản khoa học kỹ thuật Hà Nội- 1999) MỤC LỤC LỜI CẢM ƠN Trong thời gian 5 năm học tập và nghiên cứu tại trường Đại học Nông Nghiệp – Hà Nội, em đã luôn nhận được sự hướng dẫn tận tình của các thầy cô giáo trong trường nói chung mà đặc biệt là các thầy cô giáo trong khoa Cơ Điện nói riêng, các thầy cô đã truyền đạt những kiến thức, kinh nghiệm quý báu để em có thể vững bước trên con đường đi tới thành công. Nhân dịp này em xin chân thành cám ơn tới toàn thể các thầy, các cô! Trong thời gian thực tập và làm đồ án tốt nghiệp, được sự hướng dẫn và chỉ bảo tận tình của các thầy, các cô trong bộ môn Điện Kỹ Thuật – Khoa Cơ Điện và tập thể cán bộ, công nhân viên của chi nhánh điện huyện Văn Lâ- Điện lực Hưng Yên đã giúp đỡ nhiệt tình, tạo điều kiện thuận lợi cho em, đến nay em đã hoàn thành đồ án đúng thời hạn. Em xin chân thành cảm ơn cô giáo Nguyễn Thị Hoài Sơn và cô giáo Đặng Thị Thúy Huyền – bộ môn Điện Kỹ Thuật - Khoa Cơ Điện – Trường Đại học Nông nghiệp Hà Nội đã trực tiếp hướng dẫn, chỉ đạo em thực hiện thành công đề tài. Em xin chân thành cảm ơn toàn bộ tập thể cán bộ công nhân viên của chi nhánh điện Văn Lâm - Điện lực Hưng Yên đã giúp đỡ em trong quá trình thực tập đề tài. Hà Nội, tháng 5 năm 2010 Sinh viên