BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI
--------------------------------------
HOÀNG DUY HƯNG
NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ
TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN,
ÁP DỤNG HIỆU CHỈNH HỆ SỐ TỔN THẤT CHO SÓ LIỆU
CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VIỆT NAM
Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT
NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:
TS. LÃ MINH KHÁNH
Hà Nội - 2014
1
LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan: Bản luận văn tốt nghiệp này là công trình nghiên cứu thực
sự của cá nhân, được thực hiện trên cơ sở nghiên cứu lý thuyết, kiến thức kinh điển,
áp dụng vào thực tiễn và dưới sự hướng dẫn khoa học của TS. Lã Minh Khánh.
Những số liệu được sử dụng được chỉ rõ nguồn trích dẫn trong danh mục tài
liệu tham khảo. Kết quả nghiên cứu này chưa được công bố trong bất kỳ công trình
nghiên cứu nào từ trước đến nay ./.
Hà Nội, ngày 26 tháng 9 năm 2014
7
I. Lý do chọn đề tài
7
II. Mục đích nghiên cứu của luận văn
7
III. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
8
IV. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
8
V. Các nội dung nghiên cứu
8
CHƯƠNG I: TÌM HIỂU ĐẶC ĐIỂM VÀ ĐÁNH GIÁ KHẢ NĂNG ÁP
DỤNG CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
10
CHO HỆ THỐNG ĐIỆN
I.3.4 Thời gian tổn thất công suất lớn nhất τ
22
I.3.5 Hệ số tổn hao điện năng LsF
23
I.4. Bài toán hiệu chỉnh hệ số trong lưới điện phân phối
25
I.5 Kết luận chương I
29
3
CHƯƠNG II. ĐẶC TRƯNG TIÊU THỤ ĐIỆN NĂNG CỦA PHỤ TẢI
ĐIỆN VÀ QUAN HỆ VỚI HỆ SỐ TỔN HAO TRÊN LƯỚI ĐIỆN.
II.1 Đặc trưng tiêu thụ điện năng của phụ tải điện
II.2 Một số đánh giá dựa trên cơ sở thống kê về quan hệ giữa hệ số tổn thất
và hệ số phụ tải
II2.1 Quan hệ giữa thời gian TTCS max và thời gian sử dụng công suất
30
30
33
48
III.2 Xây dựng đồ thị phụ tải của lưới điện phân phối
50
III.3 Tính toán so sánh hệ số tổn thất
55
III.3.1 Quy trình tính toán
55
III.3.2 Kết quả tính toán
57
III.4 Nhận xét và kết luận chương III
75
CHƯƠNG IV. KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
77
TÀI LIỆU THAM KHẢO
79
Loss Factor (Hệ số tổn thất)
LĐPP
Lưới điện phân phối
LĐTT
Lưới điện truyền tải
TBA
Trạm biến áp
TTCS
Tổn thất công suất
TTĐN
Tổn thất điện năng
TU
Biến điện áp
TI
Biến dòng điện
6
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ
Hình I.1: Sơ đồ xác định tổn thất điện năng trên lưới điện bằng thiết bị đo
Hình I.2: Đồ thị phụ tải kéo dài hình bậc thang
Hình I.3: Khái niệm dòng điện trung bình bình phương I2tb
Hình II.1: Đồ thị phụ tải ngày đêm
Hình II.2: Đồ thị phụ tải kéo dài năm.
Hình II.2: Đồ thị = f(Tmax)
Hình II.3: Sơ đồ thay thế lưới điện đơn giản.
Hình II.4: Biểu đồ công suất phụ tải và tổn thất công suất trên lưới.
Hình II.5: Quan hệ giữa hệ số tổn hao LsF và hệ số tải LF
Hình II.6: Đồ thị phụ tải dạng trơn.
Hình II.7: Đồ thị phụ tải dạng bậc thang
Hình II.8: Đồ thị phụ tải ngày đêm của lưới điện mẫu.
Hình III.1: Tỷ lệ điện năng tiêu thụ của từng thành phần phụ tải năm 2009 của Điện
lực Yên Hưng – Quảng Ninh..
Hình III.2: Đồ thị ngày làm việc điển hình của các thành phần phụ tải
Hình III.3: Đồ thị phụ tải điển hình ngày cuối tuần của các thành phần phụ tải
Hình III.4: Đồ thị phụ tải ngày của lưới điện phân phối Yên Hưng – Quảng Ninh
năm 2009
Hình III.5: Đồ thị phụ tải ngày của lưới điện phân phối Điện Biên 2009
Hình III.6: Đồ thị phụ tải ngày của lưới điện phân phối Hà Nam 2009
Hình III.7: Đồ thị phụ tải ngày của lưới điện phân phối Quảng Ninh 2009.
Hình III.8. Đồ thị phụ tải ngày điển hình miền Bắc tháng 1 năm 2009
Hình III.9. Đồ thị hệ số công suất tương đối mỗi giờ (Kt) miền Bắc tháng 1/2009
Hình III.10. Đồ thị phụ tải ngày điển hình miền Trung tháng 1 năm 2009
Hình III.11. Đồ thị công suất tương đối mỗi giờ (Kt) miền Trung tháng 1/2009
số liệu để so sánh đánh giá được xử lý từ dữ liệu về điện năng tiêu thụ trong thời
gian gần đây tại các đơn vị điện lực và đồ thị phụ tải điển hình đã được xây dựng
của lưới điện phân phối Việt Nam.
8
III. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Các nghiên cứu và tính toán mô phỏng trong luận văn được thực hiện với đối
tượng là hệ thống điện Việt Nam nói chung và phụ tải của lưới điện phân phối tại
các đơn vị điện lực nói riêng.
Số liệu về điện năng tiêu thụ là của lưới điện phân phối trong các điện lực Việt
Nam giai đoạn 2001-2010.
IV. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
Đánh giá được tổn thất điện năng và tối ưu hóa lưới điện trên cơ sở điện năng
tổn thất dự kiến là một trong những yêu cầu cần thiết trong các công tác vận hành,
quy hoạch thiết kế và quản lý hệ thống điện Việt Nam. Các phương pháp và quy
trình tính toán đánh giá tổn thất điện năng kỹ thuật trong lưới điện tại Việt Nam
hiện nay chủ yếu dựa trên cơ sở lý thuyết tính toán và số liệu thống kê theo kinh
nghiệm của nước ngoài, do đó còn rất nhiều hạn chế cũng như chưa thể có căn cứ
để quyết định độ chính xác đối với điều kiện lưới điện Việt Nam.
Luận văn thực hiện các tính toán so sánh nhằm kiểm nghiệm một số bước tính
toán quan trọng cũng như kết quả tính toán theo các quy trình chuẩn khi tính tổn
thất điện năng. Kết quả được sử dụng để so sánh là xử lý từ số liệu điện năng tiêu
thụ thực của hệ thống điện Việt Nam gần đây. Qua đó nhằm đưa ra một đánh giá về
các quy trình và phương pháp đang được sử dụng rộng rãi cũng như đề xuất hiệu
chỉnh về hệ số tổn hao được áp dụng dể tính toán tổn thất điện năng hiện nay.
V. Các nội dung nghiên cứu
Nhằm đạt được mục đích nghiên cứu trên, các nội dung sau đã được thực hiện
trong luận văn:
10
CHƯƠNG I: TÌM HIỂU ĐẶC ĐIỂM VÀ ĐÁNH GIÁ KHẢ NĂNG ÁP
DỤNG CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
CHO HỆ THỐNG ĐIỆN
I.1 Phân loại và khái niệm tổn thất điện năng trong hệ thống điện
Tổn thất điện năng (TTĐN) là điện năng dùng để truyền tải và phân phối điện.
Trong đó, TTĐN ∆A trên một lưới điện trong một khoảng thời gian T là hiệu giữa
tổng điện năng nhận vào Anhận trừ tổng điện năng giao đi Agiao của lưới điện trong
khoảng thời gian T đó. Tổng điện năng giao, nhận của lưới điện là tổng đại số lượng
điện giao, nhận được xác định bởi hệ thống đo đếm điện năng tại các điểm đo đếm
ở ranh giới của lưới điện đó và tại khách hàng sử dụng điện (các hộ tiêu thụ)1.
Tức là:
∆A = Anhận – Agiao, (kWh)
(1.1)
Thời gian xác định TTĐN thông thường là 1 năm (T = 8760h).
Tổn hao trong các máy biến áp tăng áp, máy biến áp (MBA) tự dùng thuộc các
Công ty phát điện quản lý không tính vào TTĐN lưới điện. Điện năng tự dùng của
trạm biến áp (TBA) là điện năng thương phẩm, được hạch toán vào chi phí quản lý
của đơn vị quản lý, không tính vào TTĐN lưới điện [7].
TTĐN trên lưới điện bao gồm tổn thất kỹ thuật ∆AKT và tổn thất phi kỹ thuật
∆APKT:
∆A = ∆AKT + ∆APKT
(1.2)
chung là ∆A cho tổn thất điện năng kỹ thuật.
Do đó, để xác định tổn thất kỹ thuật, có 3 thành phần chính cần phải tính toán:
TTĐN do phát nóng trên điện trở tác dụng của đường dây, do phát nóng trên điện
trở tác dụng của các cuộn dây MBA (phụ thuộc vào dòng điện và có thể được xác
định dựa trên tính toán chế độ xác lập của lưới điện) và TTĐN trong lõi thép của
các MBA (không phụ thuộc vào phụ tải và được xác định từ tổn thất công suất
không tải).
Như vậy, phần TTĐN do phát nóng phụ thuộc vào điện trở tác dụng của các
phần tử chính trong lưới điện và phân bố công suất trên lưới. Việc xác định TTĐN
trong các phần của hệ thống điện chịu ảnh hưởng nhiều bởi cấu trúc lưới điện tính
toán. Có thể phân biệt việc xác định TTĐN trong lưới điện truyền tải và lưới điện
phân phối.
Lưới điện truyền tải là phần lưới điện nối từ các nguồn điện (các nhà máy điện)
đến các TBA trung gian cung cấp điện cho các cụm phụ tải địa phương (theo [2]).
Trong hệ thống điện Việt Nam, lưới điện truyền tải bao gồm các mạng lưới điện có
cấp điện áp 110kV, 220kV và 500kV. Việc tính toán tổn thất trong lưới điện truyền
tải tương đối phức tạp, do lưới điện có thể có dạng mạch vòng kín hoặc do nhiều
nguồn điện cung cấp công suất, khi đó phân bố công suất trên các đoạn lưới không
12
chỉ phụ thuộc vào sự biến đổi công suất của mỗi phụ tải, mà còn vào chế độ làm
việc của các nguồn điện và cấu trúc lưới điện.
Lưới điện phân phối là phần lưới điện nối từ các trạm biến áp trung gian, trực
tiếp cung cấp điện cho các hộ tiêu thụ [2,3]. Lưới phân phối thường bao gồm 2 cấp
điện áp: lưới trung áp (có điện áp 6, 10, 22, 35kV) và lưới hạ áp (380V), do các đơn
vị điện lực thuộc EVN quản lý. Hiện nay có một số lưới điện phân phối cũng bao
gồm các đường dây và trạm biến áp có điện áp 110kV có chức năng phân phối điện.
Hầu hết lưới điện phân phối đều có dạng mạch hở hoặc là lưới kín nhưng vận hành
10kV bằng lưới điện 22kV. Việc nâng cao điện áp vận hành chỉ thực hiện trong
phạm vi cho phép giới hạn điều chỉnh bởi với một điện áp định mức không thể nâng
điện áp quá cao sẽ làm ảnh hưởng đến độ bền cách điện của đường dây cũng như
thiết bị có thể gây sự cố làm hư hỏng thiết bị. Đây là biện pháp hiệu quả nhất,
nhưng cũng có chi phí cao nhất.
Biện pháp thông dụng và hiệu quả khác là bù kinh tế trong lưới điện phân phối
bằng tụ điện tĩnh: cụ thể là tính toán lắp đặt và vận hành tối ưu các trạm bù công
suất phản kháng, theo dõi thường xuyên cosφ các nút trên lưới điện, tính toán vị trí
và dung lượng lắp đặt tụ bù tối ưu để quyết định lắp đặt, hoán chuyển và vận hành
hợp lý các bộ tụ trên lưới nhằm giảm TTĐN.
Không để quá tải đường dây, máy biến áp: Theo dõi các thông số vận hành lưới
điện, tình hình tăng trưởng phụ tải để có kế hoạch vận hành, cải tạo lưới điện, hoán
chuyển máy biến áp đầy, non tải một cách hợp lý. San tải trong một đường dây hoặc
giữa các đường dây khác nhau, tăng tiết diện dây dẫn đường dây hiện có, có thể
phải làm thêm các đoạn đường dây điện ngắn hoặc thêm trạm biến áp.
Giảm bán kính cấp điện tức là giảm chiều dài đường dây cũng là giảm điện trở
đường dây, tuy nhiên phải đầu tư xây dựng thêm nhiều trạm trung gian, làm tăng
vốn đầu tư. Do đó cần phải tính toán hợp lý bài toán kinh tế của việc xây dựng thêm
trạm trung gian.
Hoàn thiện cấu trúc lưới để có thể vận hành với tổn thất nhỏ nhất, làm thêm
điểm cắt lưới, đường dây điện nối, …
14
Các biện pháp đòi hỏi vốn đầu tư khi thực hiện phải tính đến bài toán tối ưu (tức
là có hiệu quả nhất) mới thực hiện.
I.2.2 Các biện pháp không đòi hỏi vốn đầu tư:
Các biện pháp không đòi hỏi vốn đầu tư chính là các biện pháp quản lý kinh
doanh - vận hành. Đó là:
Hạn chế các thành phần không cân bằng và sóng hài bậc cao: Thực hiện kiểm
tra đối với khách hàng gây méo điện áp (các lò hồ quang điện, các phụ tải máy hàn
công suất lớn, …) trên lưới điện. Trong điều kiện gây ảnh hưởng lớn đến méo điện
áp, yêu cầu khách hàng phải có giải pháp khắc phục.
Từng bước loại dần các thiết bị không tin cậy, hiệu suất kém, tổn thất cao bằng
các thiết bị mới có hiệu suất cao, tổn thất thấp (đặc biệt là đối với máy biến áp, hiện
nay còn tồn tại máy biến áp phân phối cũ, lỗi thời từ những năm 70, 80).
Tính toán và quản lý TTĐN kỹ thuật: Thực hiện tính toán TTĐN kỹ thuật của
từng trạm biến áp, từng đường dây, từng khu vực để quản lý, đánh giá và đề ra các
biện pháp giảm TTĐN phù hợp.
Đối với kiểm định ban đầu công tơ: Phải đảm bảo chất lượng kiểm định ban đầu
công tơ để công tơ đo đếm chính xác trong cả chu kỳ làm việc (5 năm đối với công
tơ 1 pha, 2 năm đối với công tơ 3 pha). Thực hiện kiểm định, thay thế định kỳ công
tơ đúng thời hạn theo quy định (theo chu kỳ làm việc của công tơ).
Đối với hệ thống đo đếm lắp đặt mới: Phải đảm bảo thiết kế lắp đặt hệ thống đo
đếm bao gồm công tơ, biến điện áp (TU), biến dòng điện (TI) và các thiết bị giám
sát từ xa (nếu có) đảm bảo cấp chính xác, được niêm phong kẹp chì và có các giá trị
định mức (dòng điện, điện áp, tỉ số biến…) phù hợp với phụ tải. Xây dựng và thực
hiện nghiêm quy định về lắp đặt, kiểm tra và nghiệm thu công tơ đảm bảo sự giám
sát chéo giữa các khâu nhằm đảm bảo không có sai sót trong quá trình lắp đặt,
nghiệm thu hệ thống đo đếm.
Thực hiện kiểm tra, bảo dưỡng hệ thống đo đếm: Thực hiện quy định về kiểm
tra, bảo dưỡng hệ thống đo đếm (công tơ, TU, TI…) để đảm bảo các thiết bị đo đếm
trên lưới được niêm phong quản lý tốt, có cấp chính xác phù hợp đảm bảo đo đếm
16
đúng. Thực hiện chế độ quản lý, kiểm tra để kịp thời phát hiện và thay thế ngay
thiết bị đo đếm bị sự cố (công tơ kẹt cháy, TU, TI cháy hỏng…), hư hỏng hoặc bị
các nhân viên quản lý vận hành, các đơn vị và người dân quan tâm đến vấn đề giảm
TTĐN, tiết kiệm điện năng.
Thực hiện tăng cường nghiệp vụ quản lý khác: Xây dựng và thực hiện nghiêm
quy định quản lý kìm, chì niêm phong công tơ, TU, TI, hộp bảo vệ hệ thống đo
đếm; xây dựng quy định kiểm tra, xác minh đối với các trường hợp công tơ cháy,
mất cắp, hư hỏng… nhằm ngăn ngừa hiện tượng thông đồng với khách hàng vi
phạm sử dụng điện; Tăng cường phúc tra ghi chỉ số công tơ để đảm bảo việc ghi chỉ
số đúng quy định của quy trình kinh doanh.
Khuyến khích các khách hàng dùng điện sản xuất vào thời gian thấp điểm, hạn
chế dùng điện vào thời gian cao điểm để sang bằng biểu đồ phụ tải, sẽ giảm được
tổn thất điện năng cũng như khai thác hiệu quả kinh tế hơn các công trình điện,
giảm suất sự cố của lưới điện cũng như giảm sức ép đầu tư xây dựng công trình
điện chỉ để đáp ứng công suất cao điểm.
I.3 Phương pháp xác định tổn thất điện năng
I.3.1 Xác định TTĐN theo các thiết bị đo
Việc đánh giá TTĐN bằng các thiết bị đo đếm cho kết quả chính xác trên cơ sở
định nghĩa của EVN, xác định theo công thức (1.1). Tuy nhiên, kết quả xác định
được sẽ bao gồm cả TTĐN kỹ thuật và TTĐN phi kỹ thuật. Bên cạnh đó, phương
pháp này không thể sử dụng được cho các nghiên cứu, dự báo, quy hoạch thiết kế
hoặc các tính toán tối ưu hóa vận hành hệ thống.
Tổng TTĐN được xác định bằng cách đo như sau:
18
A1Giao
A1Nhận
Lưới điện
thời gian T;
- AN là tổng điện năng nhận (kWh) từ các thiết bị đo tại nguồn của lưới điện
trong khoảng thời gian T;
- AG là tổng điện năng tiêu thụ (kWh) từ các thiết bị đo tại nơi giao (tiêu thụ)
điện năng trong khoảng thời gian T.
Cụ thể, theo [4], tổng điện năng sản xuất của Việt Nam năm 2009 là 86,9 tỷ
kWh, điện năng tiêu thụ cùng kỳ là 74,5 tỷ kWh. Khi đó tổng TTĐN trong năm tính
được theo công thức (1.3) sẽ là :
ΔAΣ = AN - AG = 86,9.109 - 74,5.109 = 12,4.109 (kWh)
19
Tương tự như vậy, trên bảng I.1 là số liệu về tình hình TTĐN một số quốc gia
trên thế giới, [8].
Bảng I.1. Thống kê tổn thất điện năng tại một số quốc gia.
TT
Tên nước
Điện năng
Điện năng
sản xuất
tiêu thụ
Năm lấy
2
Thái Lan
2008
148.200
134.400
13.800
9,31
3
Việt Nam
2009
86.900
74.500
12.400
14,27
4
kê, yêu cầu các số liệu từ thiết bị đo lường phải được đồng bộ tuyệt đối về thời gian
ghi lại dữ liệu. Đối với HTĐ Việt Nam, khi áp dụng phương pháp này thường gặp
khó khăn trong khâu thu thập số liệu, nhất là đối với LPP trung áp.
- Phương pháp thường dùng để đánh giá TTĐN thực tế trong công tác vận hành
và quản lý mạng lưới điện.
- Kết quả thu được của phương pháp này bao gồm cả TTĐN phi kỹ thuật, còn
gọi là tổn thất kinh doanh, không thể biết được TTĐN kỹ thuật do đặc điểm cấu trúc
lưới điện và đặc trưng của phụ tải. Để đánh giá mức độ tổn thất phi kỹ thuật, cần
xác định được tỷ lệ tổn thất kỹ thuật trong tổng TTĐN.
I.3.2 Công thức tổng quát tính TTĐN kỹ thuật
20
Trong hầu hết các tính toán TTĐN với thành phần chính là tổn thất trên điện trở
dây dẫn và các cuộn dây MBA, các công thức đều xuất phát từ việc xác định tổn
thất do phát nóng trên điện trở tác dụng của các phần tử [2].
Trên cơ sở định luật Joule do phát nóng trên điện trở tác dụng, tổn thất công
suất (TTCS) tác dụng do phát nóng tại mỗi thời điểm ∆P(t) tỷ lệ thuận với bình
phương của cường độ dòng điện It đi qua điện trở R:
S 2t
Pt2 Q2t
P 3I t R 2 R
R
Ut
U 2t
2
(1.3)
(1.4)
TTCS tác dụng ∆P(t) thay đổi theo thời gian và phụ thuộc vào phụ tải, với nhiều
thông số không thể thu thập được, nhất là đối với lưới điện phân phối (LĐPP). Vì
thế trong từng tính toán thực tế với TTĐN, các công thức trên được vận dụng khác
nhau.
I.3.3 Tính chính xác TTĐN theo đồ thị phụ tải
Theo (1.4), tổn thất công suất tác dụng gây ra TTĐN trên điện trở R, trong
khoảng thời gian T đó là tích phân của tổn thất công suất theo thời gian vận hành.
Đối với lưới điện hở, công suất đi qua các phần tử của lưới điện có thể coi như biến
đổi theo công suất phụ tải cuối mỗi đoạn lưới. Khi đó nếu biết đồ thị phụ tải ngày
đêm (24 giờ) với giá trị của phụ tải từng giờ thì TTĐN trong một ngày sẽ là:
21
24
A24 R. (
i 1
24 Pi2 Qi2
Si2
.1h)
R.
.1h
2
ngày cuối tuần (104 ngày) điển hình (theo [4]).
Nếu cho biết đồ thị phụ tải (ĐTPT) kéo dài năm có hình bậc thang với n bậc,
mỗi bậc kéo dài trong khoảng thời gian ti và có công suất phụ tải Si không đổi
(hình I.2), thì TTĐN được xác định như sau:
n
n Pi2
Si2
Qi2
ΔA = R. 2 .Δt i = R. 2 .Δt i + 2 .Δt i
i=1 U i
i=1 U i
i=1 U i
n
S
Si
t1 t2 t3
0
ti
tn
t(h)
Hình I.2. Đồ thị phụ tải kéo dài hình bậc thang.
I.3.4 Thời gian tổn thất công suất lớn nhất
Từ (1.9), nếu đồ thị phụ tải là trơn ta có thể viết lại như sau:
8760
8760
R
R
2
2
ΔA= 2 Pt dt+ Q2t dt = 2 Pmax
τ P +Q2max τ Q
U dm t=1
t=1
U dm
(1.10)
Trong đó: P là thời gian tổn thất công suất lớn nhất do công suất tác dụng
(CSTD) gây ra; và Q là thời gian tổn thất lớn nhất do công suất phản kháng (CSPK)
gây ra, chúng phụ thuộc vào đồ thị CSTD và CSPK của phụ tải. Cụ thể biểu thức
xác định các giá trị P và Q như sau:
8760
8760
P dt
Pt2dt
2
=
2
t
Q dt
0
Q2max
Trong thực tế tính toán, thường giả thiết rằng đồ thị CSPK và CSTD gần giống
nhau, cũng có nghĩa là hệ số công suất cos của phụ tải không đổi trong năm.
Với giả thiết này Q = P = và có thể viết :
23
ΔA=
R
S2max . R .τ
2
2
P
+Q
.τ
=
= ΔPmax .τ
max
(1.13)
Thông số gọi là thời gian tổn thất công suất lớn nhất; đặc trưng cho khả
năng gây ra tổn thất điện năng do phát nóng trên một điện trở R trong khoảng thời
gian khảo sát T=8760h của một phụ tải cụ thể.
Ý nghĩa của thông số rất rõ ràng, nếu dòng điện It luôn bằng Imax không đổi thì
trong thời gian (giờ) nó gây ra tổn thất đúng bằng TTĐN do dòng điện thật gây ra
trong cả năm (T=8760h). Như vậy, nếu biết thời gian tổn thất công suất lớn nhất ta
có thể tính được TTĐN năm theo công thức (1.12).
Giá trị được tính toán cho các loại đồ thị phụ tải có quy luật biến đổi ổn định,
sau đó đưa vào các số liệu thống kê để sử dụng trong quy hoạch và thiết kế điện.
Thời gian tổn thất công suất lớn nhất thường được áp dụng trong tính toán TTĐN
kỹ thuật trong lưới điện khi biết các đặc trưng của đồ thị phụ tải kéo dài năm.
Phương pháp này cũng thường xuyên được áp dụng tại các đơn vị điện lực Việt
Nam khi thống kê TTĐN hàng năm (trong [4,7]).
I.3.5 Hệ số tổn hao (tổn thất) điện năng (LsF)
Một phương pháp thông dụng khác nhằm xác định nhanh tổn thất điện năng
trong lưới điện là sử dụng hệ số tổn thất (một số tài liệu gọi là hệ số tổn hao) điện
năng trên cơ sở dòng điện trung bình bình phương. Phương pháp này thường được
áp dụng nếu biết đồ thị phụ tải ngày đêm.
Dòng điện trung bình bình phương I2tb là dòng điện quy ước có giá trị không
đổi, chạy trên đường dây trong suốt thời gian khảo sát T và gây nên TTĐN bằng tổn
thất điện năng do dòng điện làm việc gây ra (hình I.3). Ở đây đồ thị I2 trên hình I.3
24
còn có thể hiểu là sự thay đổi của tổn thất công suất tác dụng ΔP theo thời gian trên
đường dây nối với hộ phụ tải đã cho.
2
Với I tb
I 2tdt
0
8760
(1.15)
Ở đây I2tb là dòng điện trung bình bình phương, tính trong khoảng thời gian
khảo sát T (8760 giờ).
Nếu nhân và chia vào công thức tính I2tb (1.15) cho I2max thì:
Copyright: Tài liệu đại học ©