Tốc độ tăng trưởng phụ tải điện khu vực TP.Hồ Chí Minh trong 6 tháng đầu năm 2015 là 8,4%, dự báo đến cuối năm 2015 điện thương phẩm khu vực TP.Hồ Chí Minh đạt khoảng 20.000 triệu kWh và đến năm 2020 đạt khoảng 28.339 triệu kWh.
5.3 Tình hình tổn thất lưới điện 6 tháng đầu năm 2015
Tỷ lệ điện tổn thất lưới điện truyền tải khu vực TP.HCM 6 tháng đầu năm 2015 là 0,59% giảm so với cùng kỳ là 0,24% (cùng kỳ 0,91%) và so với chỉ tiêu Tổng Công ty giao là 0,07% (chỉ tiêu 0,66%)
5.4 Phân tích các nguyên nhân gây TTĐN lưới điện truyền tải - Quá tải dây dẫn: nhiệt độ dây dẫn tăng cao làm tăng tổn thất điện năng.
- Không cân bằng pha: làm tăng tổn thất điện năng trên dây trung tính, dây pha, tang tổn thất điện năng trong MBT, quá tải ở pha có dòng điện lớn.
- Quá tải máy biến áp: phát nóng cuộn dây, các điểm tiếp xúc, đồng thời gây sụt áp phía thứ cấp MBT làm tăng tổn thất đường dây phía thứ cấp.
- Non tải máy biến áp: tổn hao không tải lớn hơn tổn hao điện năng sử dụng gây nên tổn thất máy biến thế.
- Hệ sốcos thấp: cos thấp cần phải tăng dòng điện truyền tải công suất phản kháng làm tăng tổn thất điện năng.
- Các điểm tiếp xúc và mối nối tiếp xúc kém: làm tăng nhiệt độ mối nối gia tăng tổn thất.
- Tổn thất do thiết bị cũ, lạc hậu: các máy biến thế và thiết bị cũ thường có hiệu suất thấp và tổn hao cao.
- Nối đất không tốt: Đối với lưới điện có hệ thống nối đất trực tiếp, nối đất lặp lại, TTĐN sẽ tăng cao nếu nối đất không đảm bảo đúng tiêu chuẩn quy định.
- Tổn thất dòng rò: Sứ cách điện, chống sét van và các thiết bị không được vệ sinh sứ thường xuyên, đặc biệt có nhiều khu vực ô nhiễm, bụi, đang đô thị hóa làm tăng tốc độ nhiễm bẩn sứ dẫn đến dòng rò, phóng điện qua cách điện gây tổn thất điện năng.
- Hành lang tuyến không đảm bảo: cây xanh, vật lạ va quẹt vào đường dây trần gây phóng điện, sự cố cũng là nguyên nhân gây tổn thất điện năng
- Điện áp thấp dưới giới hạn cho phép: không đạt định mức do tiết diện dây nhỏ, bán kính cấp điện lớn hoặc chưa hiệu chỉnh bộ đổi nấc máy biến thế không kịp thời làm tăng dòng điện truyền tải dẫn đến tăng tổn thất.
- Điện áp xấu: điện áp bị lệch pha, không đối xứng, méo sóng điện áp do thành phần sóng hài bậc cao…cũng sẽ gây ra tổn thất phụ làm nóng máy biến thế, đường dây, gia tăng tổn thất.
- Hiện tượng vầng quang điện: Đối với đường dây điện áp cao từ 110kV trở lên, hiện tượng vầng quang điện cũng gây tổn thất điện năng cao.
- Hiện tượng quá bù, vị trí và dung lượng bù không hợp lý
- Phương thức vận hành: Tính toán phương thức vận hành chưa hợp lý dẫn đến tổn thất điện năng cao. Để xảy ra sự cố dẫn đến phải vận hành phương thức bất lợi dẫn đến tổn thất điện năng cao.
- Sự chênh lệch đồ thị phụ tải: phụ tải chênh lệch quá lớn giữa thời cao điểm và thấp điểm cũng gây ra tổn thất cao và khó khăn trong công tác vận hành.
- Chế độ sử dụng điện không hợp lý: Những phụ tải có sự chênh lệch quá lớn giữa giờ cao điểm và thấp điểm sẽ gây khó khăn cho vận hành và gây tổn thất điện năng cao.
5.5 Các công tác giảm TTĐN Công ty Lưới điện Cao thế đã triển khai thực hiện Để thực hiện đạt hiệu quả giảm TTĐN lưới điện truyền tải khu vực TP.HCM (như kết quả đạt được tại mục 5.4), Công ty Lưới điện Cao thế đã triển khai thực hiện 05 nhóm giải pháp chính, cụ thể như sau:
Nhóm giải pháp 1: Kiện toàn và nâng cao hiệu quả hoạt động bộ máy giảm tổn thất điện năng.
Tiếp tục hoàn thiện bộ máy làm công tác giảm tổn thất điện năng từ cấp Phòng đến cấp Đội QLLĐCT;
Thực hiện giao chỉ tiêu tổn thất theo lộ trình từ cấp cao đến cấp thấp (Đội QLLĐCT) với tiêu chí chỉ tiêu năm sau thấp hơn năm trước và thấp hơn kế hoạch được giao;
Xây dựng và ban hành bộ chỉ tiêu và giải pháp thực hiện giảm TTĐN phù hợp với thực trạng quản lý kỹ thuật, quản lỷ vận hành và tiềm lực của Công ty, các Đội QLLĐCT trong từng năm;
Tổ chức và nâng cao năng lực bộ máy làm công tác giảm tổn thất điện năng, phân công công việc, nhiệm vụ cụ thể cho từng nhóm, cá nhân làm công tác giảm tổn thất và có xem xét gắn kết trách nhiệm cho từng nhiệm vụ được giao;
Hiệu chỉnh hoàn thiện các quy trình, quy định liên quan công tác giảm TTĐN, tổ chức thực hiện tốt công tác quản lý, lưu trữ hồ sơ, tài liệu, quy chế quản lý, phân công công việc, nhiệm vụ trong công tác giảm TTĐN.
Tăng cường thực hiện đào tạo bồi huấn nâng cao năng lực, nghiệp vụ cho cán bộ, nhân viên làm công tác giảm tổn thất điện năng;
Phát động thi đua, khen thưởng các đơn vị thực hiện tốt công tác giảm tổn thất điện năng.
Nhóm giải pháp 2: Giảm thiếu sai sót trong việc đo ghi chốt chỉ số
Kiện toàn và xây dựng quy chế phối hợp chốt sổ giữa các đơn vị trong Tổng Công ty và với các đơn vị thuộc tập đoàn (NPT-PTC4, EVNSPC,…), nhằm giảm thiểu mức thấp nhất những sai sót, sai lệch, giả mạo hoặc sửa đổi chỉ số chốt;
Xây dựng sổ tay hướng dẫn tính toán sản lưởng điện truy thu, hoái hoàn trong tất cả các trường hợp sự cố, hư hỏng hệ thống đo đếm nội bộ trong Tổng Công ty và ranh giới với Tập đoàn, với các khách hàng lớn theo đúng quy định;
Ứng dụng chương trình, phần mềm chuyên dụng trong việc thu thập số liệu hệ thống đo đếm xa, hệ thống SCADA (kể cả cho hệ thống giám sát trạm biến áp từ xa – OSC đang triển khai) vào công tác kiểm soát, giám sát, tính toán giao nhận sản lượng điện và tổn thất điện năng;
Hoàn thiện hệ thống đo đếm dự phòng tại tất cả các điểm giao nhận chính trong Tổng Công ty và giao nhận với Tập đoàn, 3 trạm khách hàng lớn;
Xây dựng phuong thức chia sẻ dữ liệu sau khi các hệ thống đo đếm ranh giới đầu nguồn được hoàn thiện nhằm kiểm soát chặt chẽ số liệu đo ghi tại các điện kế.
Nhóm giải pháp 3: Giảm thiểu sai số hệ thống đo đếm ranh giới
Nâng cao năng lực quản lý, vận hành hệ thống đo đếm (TU, TI, điện kế,…) như ứng dụng các phần mềm CNTT để thống kê, cập nhật kịp thời các thay đổi về thông số kỹ thuật, các kết quả kiểm định định kỳ, thay mới.
Xây dựng chương trình kiểm định thiết bị hệ thống đo đếm ranh giới định kỳ, đặc biệt đối với các thiết bị TU, TI đang vận hành.
Hoàn thiện hệ thống đo đếm ranh giới đầu nguồn (điểm đo có sản lượng lớn) đúng tiêu chuẩn kỹ thuật quy định tại Thông tư 12, 32 của Bộ Công Thương.
Đảm bảo đúng thiết kế lắp đặt đối với hệ thống đo đếm lắp mới theo các dự án ĐTXD trạm và đường dây, bao gồm các thiết bị đo đếm, thiết bị giám sát từ xa đạt cấp chính xác, được niêm phong kẹp chì và có giá trị định mức phù hợp với phụ tải.
Kết hợp Chương trình hoàn thiện sơ đồ cầu đủ tại 20 trạm biến áp, cải tạo sơ đồ hệ thống 2 thanh cái tại 5 trạm biến áp và 13 công trình xóa bỏ điểm đấu nối rẽ chữ T để hoàn thiện, bổ sung hệ thống đo đếm nội bộ, phục vụ cho công tác kiểm soát tổn thất khu vực.
Nhóm giải pháp 4: Giảm tổn thất kỹ thuật lưới điện
Đảm bảo cos và dung lượng bù công suất phản kháng lưới điện 110-220kV.
Nâng cao chất lượng vật tư thiết bị lưới điện.
Đầu tư xây dựng để cải tạo lưới điện truyền tải.
Đầu tư xây dựng mới lưới điện truyền tải 110-220kV.
Kiểm soát tổn thất kỹ thuật lưới điện.
Quản lý công tác vận hành lưới điện.
Tiết kiệm điện tự dùng.
Nhóm giải pháp 5: Ứng dụng công nghệ thông tin, công nghệ cao trong công tác quản lý tổn thất điện năng lưới điện truyền tải 110-220kV.
Trang bị một số thiết bị phân tích chất lượng điện năng để giám sát chất lượng điện năng tại từng thanh cái trung thế.
Khai thác ứng dụng tính toán bù tối ưu (Volt Var Optimization) thuộc dự án đầu tư nâng cấp hệ thống SCADA/DMS của Tổng Công ty sẽ đưa vào vận hành trong năm 2016.
Thực hiện các dự án thí điểm tự động điều khiển phụ tải và thí điểm 2 chương trình điều khiển phụ tải theo chỉ đạo của cục Điều tiết Điện lực Bộ Công thương để giảm tải đỉnh, thử nghiệm cơ chế khuyến khích tài chính,… để giảm TTĐN.
Ứng dụng bản đồ thông tin đại lý GIS trong việc quản lý tổn thất khu vực, xây dựng chương trình tích hợp dữ liệu từ CMIS, GIS và hệ thống đo xa để nâng cao hiệu quả quản lý công tác giảm TTĐN.
Ứng dụng một số công nghệ cao trong công tác giảm mất điện lưới như thiết bị lọc dầu online, thiết bị chuẩn đoán PD phóng điện cục bộ, thiết bị rửa sứ online, đo nhiệt độ, corocam.
6 Các bài toán tính toán tổn thất điện năng:
6.1 Tổn thất thực tế
Tổn thất thực của lưới điện truyền tải khu vực TP.HCM được xác định định kỳ hàng tháng thông qua hệ thống đo đếm ranh giới đầu nguồn và hệ thống đo đếm giao nhận với các Công ty Điện lực (Điện thương phẩm)
Dựa trên số liệu sản lượng điện giao nhận tháng 6/2015, có thể tính toán được sản lượng điện tổn thất lưới điện truyền tải 110kV khu vực TP.HCM trong tháng 6/2015 là 0.67%, lũy kế 6 tháng là 0.59% theo bảng tính toán sau:
6.2 Tổn thất kỹ thuật lưới điện
Dựa trên các thông số đường dây (loại dây dẫn, tiết diện, chiều dài, ...) và các thông số đo được trên đường dây (dòng điện vận hành, dòng định mức, ...) suy ra các thông số đặc trưng (điện trở DC max) cũng như tính toán được tổn thất trên đường dây.
6.2.1 Đề bài tính toán
- Phụ tải tính toán được lấy tại thời điểm tính toán (6 tháng đầu năm 2015).
- Thông số đường dây được lấy theo thông số dây TAZCR ở mỗi tiết diện 185mm, 240mm và 400mm.
Tổn thất đường dây trên không và tổn thất dây cáp ngầm được tính khác nhau.
Hình 6.3 Tính toán tổn thất thực dựa trên sản lượng điện trong từng tháng
6.2.2 Công thức tính toán:
Đường dây trên không
Sản lượng tổn thất (kWh)/ tháng: ∆A= ∆P * Trong đó:
Tổn hao công suất trên đường dây (kW) : ∆P= 3*(Icđtb * Imax * R)/1000 Thời gian quy đổi trong một tháng (30 ngày) : LLF * 24 * 30
Điện trở đường dây (R) : R= Số mạch * Chiều dài * ro
Hệ số tổn thất (Loss load factor) : LLF =0.3L+0.7L2 Hệ số tải (Load factor) : L= Icđtb/Imax
Icđtb : Dòng điện trung bình trong một ngày (A).
Imax : Dòng điện cực đại trong một ngày (A).
ro : Điện trở dây dẫn (Ω).).
ĐẶC TÍNH KỸ THUẬT CỦA DÂY ACSR THEO TCVN 5064-94 (Technical characteristics of ACSR comply with TCVN 5064-94):
Mặt cắt Danh định
Nominal area
Nhôm
Al Structure
Thép
St Structure
Đường kính tổng
Overall diameter
Điện trở DC ở
20oC DC res.at
20oC (max)
Lực kéo đứt
Breakin g load
(min)
Khối lượng dây không
kể mỡ Approx.
Weight (approx.)
Khối lượng mỡ
Grease weight
Lz Mz Hz ACKP
mm2 No/mm No/mm Mm /km N kg/km kg/km kg/km kg/km kg/km
10/1,8 6/1,50 1/1,50 4,50 2,7046 4089 43 0,0 0,0 2,2 0,5
16/2,7 6/1,85 1/1,85 5,60 1,7818 6220 65 0,0 0,0 3,3 0,7
25/4 6/2,30 1/2,30 6,90 1,1521 9296 100 0,0 0,0 5,1 1,1
35/6 6/2,80 1/2,80 8,40 0,7774 13524 149 0,0 0,0 7,5 1,6
50/8 6/3,20 1/3,20 9,60 0,5951 17112 195 0,0 0,0 9,8 2,2
70/11 6/3,80 1/3,80 11,40 0,4218 24130 274 0,0 0,0 13,8 3,0
70/72 18/2,20 19/2,20 15,40 0,4194 96826 755 13,9 13,9 27,8 19,2
95/16 6/4,50 1/4,50 13,50 0,3007 33369 384 0,0 0,0 19,4 4,3
95/141 24/2,20 37/2,20 19,80 0,3146 180775 1357 27,8 27,8 46,3 30,7
120/19 26/2,40 7/1,85 15,20 0,2440 41521 471 3,3 12,2 26,7 17,5
120/27 30/2,20 7/2,20 15,40 0,2531 49465 523 4,6 13,9 27,8 19,2
150/19 24/2,80 7/1,85 16,80 0,2046 46307 554 3,3 14,3 32,7 20,8
150/24 26/2,70 7/2,10 17,10 0,2039 52279 600 4,2 15,8 34,4 22,6
150/34 30/2,50 7/2,50 17,50 0,2061 62643 675 6,0 17,9 35,9 24,7
185/24 24/3,15 7/2,10 18,90 0,1540 58075 705 4,2 18,5 42,2 26,9
185/29 26/2,98 7/2,30 18,80 0,1519 62055 727 5,1 18,9 41,3 27,0
185/43 30/2,80 7/2,80 19,60 0,1559 77767 847 7,5 22,5 45,0 31,0
185/128 54/2,10 37/2,10 23,10 0,1543 183816 1525 25,3 42,2 63,3 51,2
240/32 24/3,60 7/2,40 21,60 0,1182 75050 920 5,5 24,1 55,1 35,1
240/39 26/3,40 7/2,65 21,60 0,1222 80895 952 6,7 25,3 54,9 36,1
240/56 30/3,20 7/3,20 22,40 0,1197 98253 1106 9,8 29,4 58,8 40,5
300/39 24/4,00 7/2,65 24,00 0,0958 90574 1132 6,7 29,3 67,2 42,7
300/48 26/3,80 7/2,95 24,10 0,0978 100623 1187 8,3 31,2 67,9 44,6
300/66 30/3,50 19/2,10 24,50 0,1000 117520 1312 11,7 36,1 71,2 49,4
300/204 54/2,65 37/2,65 29,20 0,0968 284579 2428 40,3 67,2 100,8 81,5
330/30 48/2,98 7/2,30 24,80 0,0861 88848 1151 5,1 41,3 72.1 53.6
330/43 54/2,80 7/2,80 25,20 0,0869 103784 1255 7,5 45,0 75.0 57.3
400/18 42/3,40 7/1,85 26,00 0,0758 85600 1199 3,3 42,3 78.4 56.4
400/22 76/2,57 7/2,00 26,60 0,0733 95115 1260 3,8 54,4 83.9 66.9
400/51 54/3,05 7/3,05 27,50 0,0733 120481 1490 8,9 53,4 89.0 68.0
400/64 26/4,37 7/3,40 27,70 0,0741 129183 1571 11,1 41,5 90.3 59.3
400/93 30/4,15 19/2,50 29,10 0,0711 173715 1850 17,9 51,3 101.1 70.2
Cáp ngầm
Các thành phần tổn thất trong cáp được xác định theo IEC:
Các thành phần tổn thất trong cáp ngầm 110kV bao gồm:
a. Tổn hao điện môi: Wd
2
0 tan ( / ) Wd CU W m
Tổn hao này phụ thuộc vào vật liệu cách điện và không thay đổi theo tải.
b. Tổn hao đồng trong lõi dẫn của cáp: Wc
2
Wc RI
Tổn hao này phụ thuộc chủ yếu vào dòng tải.
c. Tổn hao vỏ (sheath) và các màn chắn (screen): Ws
2
1. 1.
s c
W W RI
Với 1: là hệ số tổn hao vỏ
Tổn hao này phụ thuộc chủ yếu vào dòng tải.
Tổng tổn hao trong cáp ngầm 110kV là
d c s
W W W W
(chi tiết các thông số tính toán được nêu trong phụ lục đính kèm) Để tính toán được tổn thất trong cáp, cần phải có các thông số sau:
- Điện trở DC ở 20oC hoặc điện trở DC ở 90oC - Điện trở AC ở 90oC
- Nhiệt độ vận hành của lõi cáp () khi mang dòng tải
Nếu lấy theo IEC qui định cho cách điện XLPE thì = 90oC - Đường kính của lõi dẫn
- Đường kính trong của lớp cách điện và đường kính ngoài của lớp cách điện (hoặc độ dày lớp cách điện)
- Hệ số tổn hao điện môi của cáp tan
- Hệ số tổn hao vỏ hoặc thông số để tính toán hệ số tổn hao vỏ như sau:
Đường kính ngoài của lớp vỏ (sheath)
Độ dày của lớp vỏ (sheath)
Đường kính trung bình của lớp vỏ
Tổng tổn hao trong cáp ngầm (tính trên tổng chiều dài cáp) Ta có:
( d c s). . . 3 pha W W W W L m
hay
2 2
( d 1 ). . . 3 pha W W RI RI L m
m : số mạch (m = 2)
Wd : tổn hao điện môi mỗi pha (kW/km)
Ws : tổn hao vỏ mỗi pha (kW/km), tương ứng các trường hợp vỏ kim loại khác nhau của các loại cáp là nhôm gợn sóng hoặc lưới đồng hoặc bằng nhôm.
Wc : tổn hao lõi dẫn mỗi pha (kW/km) L : chiều dài đơn tuyến của cáp ngầm (km)
Trong đó, Wd không phụ thuộc vào hệ số mang tải của cáp, Wc và Ws phụ thuộc vào hệ số mang tải của cáp (hay phụ thuộc vào dòng điện tải).
Trường hợp 1:
Giả sử tính chất của các loại cáp không thay đổi theo dòng điện tải, nghĩa là R và 1
không thay đổi khi dòng tải I thay đổi. Suy ra, với hệ số mang tải là 80% thì tổng tổn hao cáp được tính như sau:
2 2
( d (0.8 ) 1 (0.8 ) ). . . 3 W W R I R I L m
Trường hợp 2:
Trường hợp tính chất của các loại cáp thay đổi theo dòng điện mang tải, nghĩa là R và 1
có thay đổi khi dòng tải I thay đổi và thay đổi theo nhiệt độ lõi của cáp phải có các thông số R và 1 tương ứng với điều kiện dòng điện được qui định trong HSMT (Iyc).
Công ty Lưới điện cao thế TPHCM đã nghiên cứu và khuyến khích sử dụng dây siêu nhiệt có khả năng chịu nhiệt cao, mang tải lớn trong đường dây truyền tải điện. Có một số loại đường dây siêu nhiệt được sử dụng sau:
ĐẶC TÍNH KỸ THUẬT ĐƠN VỊ
ACSR 240/32
GZTACSR
240 PS-ZT ACSR/
AS240 ZTACIR
220 ACCC
Hawk 310
Loại - Truyềnthống Dây Gap Dây Pre-stress
Dây lõi Invar
Dây lõi composite
Tiết diện dây mm2 275.7 285.10 276.0 270.32 349.4
Tiết diện Al 244.0 253.40 244.3 219.18 309.5
Đường kính tính toán mm 21.60 20.60 21.60 21.35 21.78
Khối lượng kg/km 920 971.40 902 972 929
Lực kéo đứt
daN 7505 8710 8500 8770 11030
daN/
mm2 27.22 30.55 30.79 32.44 31.56
Modulus đàn hồi Dây
GPa 78.30 77.80 74.20 - 112.3
Lõi - -
Hệ số giãn nở nhiệt
Dây x10-6/ C 18.95 19.6 20.1 3.7 1.85
Lõi 11.5 12 - -
Ðiện trở đối với dòng
điện DC ở 20o C /km 0.1182 0.1167 0.1164 0.127 0.09
Dòng điện lâu dài A 615 1253 1275 1310 1230
Công suất truyền tải
cực đại MVA 117 201 242 249 234
Nhiệt độ khi mang tải
lớn nhất (oC) 90 210 210 210 180
6.2.3 Kết quả tính tổn thất kỹ thuật lưới điện Tổn thất kỹ thuật đường dây
Thực hiện tính toán tổn thất kỹ thuật một số đường dây điển hình như: NR Tân Hiệp, Phú Lâm – Chợ Lớn 1,2, Bình Chánh – Phú Định 1,2, Trường Đua – Chợ Lớn, Bến Thành – Đa Kao, Bến Thành – Hùng Vương, cụ thể như sau:
Tên đường dây
Nhánh rẽ Tân Hiệp (MC 171 Tân Hiệp)
Phú Lâm - Chợ Lớn 1 (173 PLâm)
Phú Lâm - Chợ Lớn 2 (172 PLâm)
Bình Chánh – Phú Định (175 Phú Định)
Bình Chánh - Phú Định (176 Phú Định)
Trường Đua - Chợ Lớn (171 TĐua)
Phú Lâm Pouyuen - Bình Trị Đông (171 BTĐông)
Bến Thành - Đakao - Xa Lộ (171 ĐaKao)
Bến Thành - Hùng Vương (171 HV) Loại dây dẫn AC 185 GTACSR GTACSR
ACSR 330/35 + ACSR 666.6
ACSR 330/35 + ACSR 666.6
ACSR
795MCM ACSR
795MCM ACSR
795MCM ACSR
795MCM
Tiết diện 185 240 240 330/35 330/35 410 410 410 410
Số mạch 1 1 1 1 1 1 1 1 1
L 6 5.12 5.12 4.7 4.7 2.29 1 5.036 1.7
ro ở 30oC 0.1559 0.1222 0.1222 0.0861 0.0861 0.0741 0.0741 0.0741 0.0741
R 0.935 0.626 0.626 0.405 0.405 0.170 0.074 0.373 0.126
Dòng định mức
ở 30oC 490 1046 1046 745 745 858 858 858 858
I cđtb 72 242 242 551 551 99 164 52 239
Imax 134 381 381 574 574 395 167 208 257
P
(kW) 26.98 172.70 173.24 383.61 383.61 19.86 6.09 12.11 23.19
Load factor
(L) 0.54 0.63 0.64 0.96 0.96 0.25 0.98 0.25 0.93
Loss load factor (LLF)
=0.3L+0.7L2
0.36 0.47 0.47 0.93 0.93 0.12 0.97 0.12 0.88
260.16 339.41 341.09 670.73 670.73 85.50 698.17 85.50 635.62
7,019.06
58,617.52
59,091.45 257,300.92
257,300.92
1,697.76
4,250.73
1,035.28
14,738.89
Qua kết quả tính toán cho thấy:
- Đối với các đường dây có phụ tải lớn như Bình Chánh – Phú Định, Trường Đua – Chợ Lớn thì tổn thất đường dây tăng lên theo cấp số nhân (I2R);
- Đối với đường dây Phú Lâm – Chợ Lớn (phụ tải cao, tiết diện thấp 240mm2) nếu được cải tạo, nâng cấp lên 440mm2 thì tổn thất sẽ giảm được….%;
- Tổn thất kỹ thuật đường dây chiếm tỷ trọng tương đối cao so với tổng sản lượng tổn thất chung của lưới điện (chiếm khoảng 2/3 tổng sản lượng tổn thất) 6.3 Tổn thất kỹ thuật Máy biến thế
6.3.1 Công thức tính toán
Công thức tính tổn thất kỹ thuật MBT:
2
0 kx tb / dm x tt (kWh) P P I I K
Trong đó:
o Hệ số phụ tải là Kpt Itb /Imax
o Hệ số tổn thất là Ktt 0.3Kpt 0.7Kpt2
Dựa vào công thức trên, ta thấy tổn thất kỹ thuật MBT phụ thuộc chủ yếu vào công suất không tải P0 và công suất có tải Pk, do hệ số Itb /Id m gần như không đổi (khi Idmgiảm thì Itb cũng giảm theo). Vì vậy, để giảm tổn thất kỹ thuật MBT, cần cải tiến các thông số P0 và Pk (mua mới và cải tạo MBT).
Ngoài ra, việc thay mới và cải tạo MBT còn để phục vụ công tác nâng cấp điện áp 22kV (hoàn tất cuối năm 2017).