Luận văn về tổn thất điện năng và giải pháp nâng cấp lưới điện trung tại Thái Nguyên

Luận văn phân tích phương pháp tính toán tổn thất điện năng, đánh giá chất lượng điện năng tại Thái Nguyên và đề xuất cải tạo lưới điện trung.

• Tác giả: Nguyễn Văn A
• Trường học: Trường Đại học Thái Nguyên
• Chuyên ngành: Khoa Điện
• Đề tài: Nghiên cứu tổn thất điện năng và cải tạo lưới điện trung tại Thái Nguyên
• Loại tài liệu: Luận văn tốt nghiệp
• Năm xuất bản: 2013
• Địa điểm: Thái Nguyên

Mục lục chi tiết

• PHẦN MỞ ĐẦU
• 1. CHƯƠNG I: GIỚI THIỆU VỀ LƯỚI ĐIỆN TỈNH THÁI NGUYÊN, THỰC TRẠNG SỬ DỤNG ĐIỆN NĂNG CỦA TỈNH THÁI NGUYÊN
• 1.1. Giới thiệu về lưới điện tỉnh Thái Nguyên
• 1.2. Nhà máy điện
• 1.3. Các trạm nguồn từ lưới quốc gia
• 1.4. Lưới điện
• 1.5. Các trạm biến áp
• 1.6. Đánh giá hiện trạng sử dụng điện năng lưới điện tỉnh Thái Nguyên
• 2. CHƯƠNG II: NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG. LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CHO LĐPP TỈNH THÁI NGUYÊN
• 2.1. Cơ sở tính toán TTĐN trên lưới điện
• 2.2. Một số phương pháp gần đúng tính toán TTĐN cho lưới điện
• 2.2.1. Phương pháp Phương sai dòng điện σ2
• 3. CHƯƠNG III: ỨNG DỤNG TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH THÁI NGUYÊN
• 4. CHƯƠNG IV: ĐÁNH GIÁ CHẤT LƯỢNG ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH THÁI NGUYÊN
• 5. CHƯƠNG V: ĐỀ XUẤT CÁC PHƯƠNG ÁN CẢI TẠO VÀ NÂNG CẤP LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH THÁI NGUYÊN
• KẾT LUẬN CHUNG

Tóm tắt

I. Giới thiệu về lưới điện tỉnh Thái Nguyên

Lưới điện tỉnh Thái Nguyên hiện nay bao gồm nhiều cấp điện áp khác nhau, từ 220 kV đến 6 kV. Các nhà máy điện như Nhà máy nhiệt điện Cao Ngạn và Nhà máy thủy điện Hồ Núi Cốc đóng vai trò quan trọng trong việc cung cấp điện năng cho tỉnh. Đánh giá hiện trạng sử dụng điện năng cho thấy nhu cầu sử dụng điện năng ngày càng tăng, trong khi khả năng tải của lưới điện trung áp còn nhiều hạn chế, dẫn đến tổn thất điện năng lớn và chất lượng điện năng giảm sút. Theo báo cáo, tỷ lệ tổn thất điện năng trong năm 2013 là 5,91%, cho thấy sự cần thiết phải cải thiện lưới điện để đáp ứng nhu cầu ngày càng cao của phụ tải.

1.1 Đánh giá hiện trạng sử dụng điện năng

Trong giai đoạn 2011-2013, điện năng thương phẩm của tỉnh Thái Nguyên có mức tăng trưởng bình quân 16,53%/năm. Tuy nhiên, tốc độ tăng trưởng này không đồng đều với sự phát triển của lưới điện, dẫn đến tình trạng tổn thất điện năng cao. Biểu đồ phụ tải cho thấy phụ tải cực đại thường rơi vào các tháng cuối năm, khi nhu cầu sử dụng điện cho sản xuất và sinh hoạt tăng cao. Điều này đặt ra thách thức lớn cho việc quản lý và quản lý điện năng hiệu quả trong tỉnh.

II. Nghiên cứu các phương pháp tính toán tổn thất điện năng

Việc tính toán tổn thất điện năng là một phần quan trọng trong việc đánh giá hiệu quả hoạt động của lưới điện. Các phương pháp tính toán hiện có bao gồm phương pháp Phương sai dòng điện và phương pháp hệ số tổn hao điện năng. Mỗi phương pháp có ưu điểm và nhược điểm riêng, và việc lựa chọn phương pháp phù hợp là rất cần thiết để đảm bảo độ chính xác trong việc xác định tổn thất điện năng. Đặc biệt, phương pháp tính toán theo thời gian tổn thất công suất cực đại được đánh giá cao về độ chính xác và khả năng ứng dụng thực tiễn.

2.1 Phương pháp Phương sai dòng điện

Phương pháp này dựa trên việc xác định phương sai của dòng điện để tính toán tổn thất điện năng. Công thức tính toán cho thấy rằng tổn thất điện năng phụ thuộc vào cường độ dòng điện và điện trở của lưới điện. Việc áp dụng phương pháp này giúp xác định được tổn thất điện năng một cách chính xác hơn, đặc biệt trong các điều kiện thực tế của lưới điện tỉnh Thái Nguyên.

III. Ứng dụng tính toán tổn thất điện năng lưới điện phân phối tỉnh Thái Nguyên

Việc ứng dụng các phương pháp tính toán tổn thất điện năng vào lưới điện phân phối tỉnh Thái Nguyên đã cho thấy những kết quả khả quan. Đánh giá hiện trạng cho thấy một số đường dây có tổn thất kỹ thuật lớn, cần được cải thiện. Các số liệu thu thập từ các lộ đường dây như 971-TG Phú Bình đã được phân tích để xây dựng đồ thị phụ tải và tính toán tổn thất trong máy biến áp. Kết quả cho thấy rằng việc cải thiện lưới điện có thể giảm thiểu đáng kể tổn thất điện năng và nâng cao chất lượng điện năng.

3.1 Đánh giá hiện trạng tổn thất điện năng

Đánh giá hiện trạng cho thấy rằng lưới điện phân phối tỉnh Thái Nguyên đang gặp phải nhiều vấn đề về tổn thất điện năng. Các đường dây cũ và máy biến áp quá tải là nguyên nhân chính dẫn đến tình trạng này. Việc phân tích số liệu từ các lộ đường dây cho phép xác định rõ ràng các điểm yếu trong hệ thống, từ đó đề xuất các biện pháp cải tạo và nâng cấp phù hợp.

IV. Đề xuất các biện pháp cải tạo và nâng cấp lưới điện

Để giảm thiểu tổn thất điện năng và nâng cao chất lượng điện năng, một số biện pháp cải tạo và nâng cấp lưới điện đã được đề xuất. Các biện pháp này bao gồm nâng cao điện áp định mức, cải tạo dây dẫn, và thay thế các máy biến áp quá tải. Việc thực hiện các biện pháp này không chỉ giúp giảm tổn thất điện năng mà còn cải thiện hiệu suất hoạt động của lưới điện, đáp ứng tốt hơn nhu cầu sử dụng điện của người dân và doanh nghiệp.

4.1 Nâng cao điện áp định mức

Nâng cao điện áp định mức là một trong những biện pháp quan trọng nhằm giảm thiểu tổn thất điện năng. Việc này giúp giảm cường độ dòng điện trong lưới điện, từ đó giảm tổn thất do điện trở. Các nghiên cứu cho thấy rằng việc nâng cao điện áp định mức có thể cải thiện đáng kể hiệu suất của lưới điện phân phối tỉnh Thái Nguyên.

Nội dung chính

Tổng quan nghiên cứu

Trong bối cảnh phát triển kinh tế và xã hội tại tỉnh Thái Nguyên, nhu cầu sử dụng điện năng tăng trưởng nhanh chóng với tốc độ bình quân 16,53%/năm trong giai đoạn 2011-2013, vượt mức dự báo 12%/năm trong đề án quy hoạch. Năm 2013, điện thương phẩm đạt 1.599,95 triệu kWh, tăng 6,86% so với năm trước, trong khi tỷ lệ tổn thất điện năng (TTĐN) vẫn ở mức cao 5,91%. Lưới điện phân phối (LĐPP) tỉnh Thái Nguyên gồm nhiều cấp điện áp từ 6 kV đến 220 kV, với các trạm biến áp công suất lớn như trạm 220/110/22 kV có công suất định mức 2x250 MVA. Tuy nhiên, hiện trạng lưới điện còn nhiều hạn chế, đặc biệt là tổn thất điện năng lớn và chất lượng điện năng giảm sút, ảnh hưởng trực tiếp đến hiệu quả kinh tế và sự phát triển bền vững của địa phương.

Mục tiêu nghiên cứu của luận văn là đánh giá các phương pháp tính toán tổn thất điện năng phù hợp với điều kiện thực tế của LĐPP tỉnh Thái Nguyên, từ đó xác định chính xác tổn thất điện năng và chất lượng điện năng hiện tại, đồng thời đề xuất các giải pháp cải tạo, nâng cấp lưới điện nhằm giảm tổn thất và nâng cao chất lượng điện năng. Phạm vi nghiên cứu tập trung vào các lộ đường dây trung áp có tổn thất cao, đặc biệt là đường dây 971-TG Phú Bình, với dữ liệu khảo sát trong các năm gần đây và phân tích chi tiết đồ thị phụ tải mùa hè, mùa đông và năm.

Nghiên cứu có ý nghĩa quan trọng trong việc tối ưu hóa vận hành, quy hoạch và quản lý lưới điện phân phối, góp phần nâng cao hiệu quả sử dụng điện năng, giảm tổn thất kỹ thuật và phi kỹ thuật, đồng thời cải thiện chất lượng điện năng phục vụ phát triển kinh tế - xã hội tỉnh Thái Nguyên.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Luận văn dựa trên các lý thuyết và mô hình tính toán tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối, bao gồm:

• Lý thuyết tổn thất điện năng: Tổn thất điện năng phát sinh do điện trở và điện kháng trên đường dây khi có dòng điện chạy qua, được tính bằng tích phân bình phương dòng điện theo thời gian.

• Mô hình dòng điện trung bình bình phương (Itbbp): Phương pháp sử dụng dòng điện trung bình bình phương để ước lượng tổn thất điện năng, giúp đơn giản hóa tính toán trong các mạng phức tạp.

• Hệ số tổn hao điện năng (Loss Factor - LsF): Tỷ số giữa tổn thất công suất trung bình và tổn thất công suất cực đại, dùng để đánh giá mức độ tổn thất trong khoảng thời gian khảo sát.

• Khái niệm chất lượng điện năng: Bao gồm các thông số như độ lệch điện áp, hệ số công suất (cosφ), và các tiêu chuẩn kỹ thuật nhằm đảm bảo điện năng cung cấp phù hợp với yêu cầu phụ tải.

Các khái niệm chính được sử dụng trong nghiên cứu gồm: tổn thất kỹ thuật, tổn thất phi kỹ thuật, điện trở đẳng trị, đồ thị phụ tải, thời gian tổn thất công suất cực đại (τ), và hệ số đồng thời trong tổng hợp phụ tải.

Phương pháp nghiên cứu

Nguồn dữ liệu chính được thu thập từ số liệu đo đếm điện năng tại các trạm biến áp và đường dây phân phối trên địa bàn tỉnh Thái Nguyên, đặc biệt tập trung vào đường dây 971-TG Phú Bình. Dữ liệu bao gồm điện năng tiêu thụ, công suất cực đại, hệ số công suất, và đồ thị phụ tải ngày, mùa hè, mùa đông và năm.

Phương pháp phân tích chủ yếu là so sánh và đánh giá các phương pháp tính toán tổn thất điện năng hiện có như:

• Phương pháp dòng điện trung bình bình phương (Itbbp)
• Phương pháp hệ số tổn hao điện năng (LsF)
• Phương pháp tính theo thời gian tổn thất công suất cực đại (τ)
• Phương pháp xác định tổn thất theo đồ thị phụ tải

Cỡ mẫu nghiên cứu bao gồm các trạm biến áp và đường dây có tổn thất cao, với số liệu đo đếm trong nhiều ngày và nhiều tháng để đảm bảo tính đại diện. Phương pháp chọn mẫu là chọn các lộ đường dây điển hình có tổn thất lớn và chất lượng điện năng thấp để phân tích chi tiết.

Timeline nghiên cứu kéo dài trong khoảng 3 năm (2011-2013), với các bước thu thập số liệu, xây dựng đồ thị phụ tải, tính toán tổn thất điện năng, đánh giá chất lượng điện năng và đề xuất giải pháp cải tạo.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

1. Tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối tỉnh Thái Nguyên năm 2013 là khoảng 52.675 kWh, chiếm 3,4% tổng tổn thất của toàn công ty điện lực, cao hơn mức trung bình toàn công ty (4,55% không tính lưới nông thôn). Tổn thất tăng 0,49% so với năm 2012.

2. Đường dây 971-TG Phú Bình có tổn thất điện năng cao nhất, đạt 22,86%, trong đó tổn thất kỹ thuật trung áp chiếm 10,71%. Các đường dây 972-TG Phú Bình và 973-TG Phố Cò cũng có tổn thất lớn lần lượt là 20,27% và 10,79%.

3. Chất lượng điện năng trên đường dây 971-TG Phú Bình thấp nhất, với độ lệch điện áp vượt quá giới hạn cho phép và hệ số công suất trung bình khoảng 0,83, ảnh hưởng tiêu cực đến hiệu quả sử dụng điện.

4. Phương pháp tính tổn thất điện năng theo thời gian tổn thất công suất cực đại (τ) được lựa chọn là phù hợp nhất với điều kiện thực tế của lưới điện phân phối tỉnh Thái Nguyên, cho kết quả sai số dưới 5% so với phương pháp giải tích chuẩn.

Thảo luận kết quả

Nguyên nhân tổn thất điện năng cao chủ yếu do:

• Tổn thất kỹ thuật: Lưới điện nhiều đoạn dây dẫn cũ, tiết diện dây không phù hợp, máy biến áp quá tải, và điện trở đường dây lớn. Ví dụ, đường dây 971-TG Phú Bình có tổn thất kỹ thuật trung áp chiếm hơn 10%, phản ánh tình trạng vận hành và thiết kế chưa tối ưu.

• Tổn thất phi kỹ thuật: Do đặc thù địa hình, khí hậu, quản lý vận hành chưa chặt chẽ, thiếu kiểm tra đo đếm thường xuyên, và tình trạng ăn cắp điện năng.

So sánh với các nghiên cứu trong ngành, kết quả tổn thất và chất lượng điện năng tại Thái Nguyên tương đồng với các tỉnh có lưới điện phân phối phức tạp và chưa được cải tạo đồng bộ. Việc áp dụng phương pháp tính tổn thất theo thời gian tổn thất công suất cực đại giúp đơn giản hóa quá trình tính toán, phù hợp với điều kiện thiết bị đo đếm hiện có.

Dữ liệu có thể được trình bày qua các biểu đồ phụ tải ngày, mùa hè, mùa đông và năm, cùng bảng tổng hợp tổn thất điện năng và công suất tại các trạm biến áp, giúp minh họa rõ ràng mức độ tổn thất và phân bố phụ tải.

Đề xuất và khuyến nghị

1. Nâng cao điện áp định mức lưới điện trung áp nhằm giảm tổn thất điện năng trên đường dây, đặc biệt tại các lộ có tổn thất cao như 971-TG Phú Bình. Thời gian thực hiện dự kiến 2-3 năm, do Công ty Điện lực Thái Nguyên chủ trì.

2. Cải tạo và thay thế dây dẫn tiết diện nhỏ, cũ nát bằng dây dẫn có tiết diện lớn hơn và chất lượng cao hơn để giảm điện trở đường dây, giảm tổn thất kỹ thuật. Thời gian thực hiện 1-2 năm, ưu tiên các tuyến có tổn thất lớn.

3. Thay thế các máy biến áp quá tải, lạc hậu bằng máy biến áp công suất phù hợp, hiệu suất cao nhằm giảm tổn thất trong máy biến áp và nâng cao chất lượng điện năng. Chủ thể thực hiện là các đơn vị quản lý trạm biến áp, thời gian 1-2 năm.

4. Bù công suất phản kháng tại các phụ tải, trạm biến áp và trên đường dây để nâng cao hệ số công suất (cosφ), giảm tổn thất điện năng và cải thiện chất lượng điện áp. Thời gian thực hiện 1 năm, phối hợp giữa đơn vị vận hành và khách hàng lớn.

5. San phẳng đồ thị phụ tải và cân bằng tải giữa các pha nhằm giảm tổn thất do quá tải cục bộ và mất cân bằng pha. Thời gian thực hiện liên tục, cần sự phối hợp chặt chẽ giữa các đơn vị vận hành.

Các giải pháp trên cần được triển khai đồng bộ, có kế hoạch cụ thể và giám sát chặt chẽ để đạt hiệu quả tối ưu trong giảm tổn thất và nâng cao chất lượng điện năng.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

1. Các kỹ sư và chuyên gia điện lực: Nghiên cứu phương pháp tính toán tổn thất điện năng và áp dụng thực tiễn trong vận hành, bảo trì và cải tạo lưới điện phân phối.

2. Các nhà quản lý ngành điện: Đánh giá hiện trạng tổn thất và chất lượng điện năng, từ đó xây dựng chính sách, kế hoạch đầu tư nâng cấp lưới điện phù hợp.

3. Các nhà nghiên cứu và sinh viên ngành kỹ thuật điện: Tìm hiểu các phương pháp tính toán tổn thất điện năng, phân tích dữ liệu thực tế và áp dụng mô hình lý thuyết vào thực tiễn.

4. Các đơn vị tư vấn và thiết kế lưới điện: Sử dụng kết quả nghiên cứu để thiết kế, quy hoạch và đề xuất các giải pháp kỹ thuật nhằm giảm tổn thất và nâng cao chất lượng điện năng.

Mỗi nhóm đối tượng có thể áp dụng luận văn để nâng cao hiệu quả công tác chuyên môn, cải thiện chất lượng dịch vụ điện và phát triển bền vững hệ thống điện.

Câu hỏi thường gặp

1. Tại sao tổn thất điện năng tại Thái Nguyên lại cao hơn mức trung bình?
   Do lưới điện nhiều đoạn dây cũ, máy biến áp quá tải, quản lý vận hành chưa chặt chẽ và đặc thù địa hình, khí hậu gây tổn thất phi kỹ thuật.

2. Phương pháp tính tổn thất điện năng nào phù hợp nhất với lưới điện phân phối tỉnh Thái Nguyên?
   Phương pháp tính theo thời gian tổn thất công suất cực đại (τ) được đánh giá phù hợp nhất, cho kết quả chính xác và dễ áp dụng với dữ liệu hiện có.

3. Làm thế nào để cải thiện chất lượng điện năng trên lưới điện phân phối?
   Bù công suất phản kháng, nâng cấp máy biến áp, cân bằng tải giữa các pha và nâng cao điện áp định mức là các giải pháp hiệu quả.

4. Tổn thất kỹ thuật và phi kỹ thuật khác nhau như thế nào?
   Tổn thất kỹ thuật phát sinh do đặc tính vật lý của thiết bị và đường dây, còn tổn thất phi kỹ thuật do quản lý kém, ăn cắp điện và các yếu tố bên ngoài.

5. Đồ thị phụ tải có vai trò gì trong tính toán tổn thất điện năng?
   Đồ thị phụ tải giúp xác định thời gian tổn thất công suất cực đại, dòng điện trung bình bình phương và hệ số tổn hao, từ đó tính toán tổn thất chính xác hơn.

Kết luận

• Tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối tỉnh Thái Nguyên còn ở mức cao, đặc biệt tại các đường dây trung áp như 971-TG Phú Bình với tổn thất lên đến 22,86%.
• Phương pháp tính tổn thất điện năng theo thời gian tổn thất công suất cực đại (τ) được lựa chọn là phù hợp và cho kết quả chính xác với sai số dưới 5%.
• Chất lượng điện năng giảm sút do tổn thất điện áp lớn và hệ số công suất thấp, ảnh hưởng đến hiệu quả sử dụng điện và phát triển kinh tế địa phương.
• Đề xuất các giải pháp nâng cấp lưới điện gồm nâng cao điện áp định mức, cải tạo dây dẫn, thay thế máy biến áp quá tải và bù công suất phản kháng nhằm giảm tổn thất và cải thiện chất lượng điện năng.
• Các bước tiếp theo cần triển khai thực hiện các giải pháp cải tạo đồng bộ, giám sát hiệu quả và mở rộng nghiên cứu áp dụng cho các khu vực khác trong tỉnh.

Kêu gọi hành động: Các đơn vị quản lý và vận hành lưới điện tỉnh Thái Nguyên cần ưu tiên triển khai các giải pháp cải tạo, nâng cấp lưới điện dựa trên kết quả nghiên cứu để giảm tổn thất điện năng, nâng cao chất lượng điện năng, góp phần phát triển kinh tế bền vững của tỉnh.

Trích đoạn nội dung tài liệu

CHƯƠNG I GIỚI THIỆU VỀ LƯỚI ĐIỆN TỈNH THÁI NGUYÊN, THỰC TRẠNG SỬ DỤNG ĐIỆN NĂNG CỦA TỈNH THÁI NGUYÊN 1.1 Giới thiệu về lưới điện tỉnh Thái Nguyên.1 Nhà máy điện: Nhà máy nhiệt điện Cao Ngạn (mới), công suất (2x57,4 MVA). Nhà máy thủy điện Hồ Núi Cốc, công suất lắp máy là 1,89 MW gồm 3 tuabin thủy lực, công suất mỗi máy là 630kW, mỗi năm sản xuất được hơn 8 triệu kWh.2 Các trạm nguồn từ lưới quốc gia: Tỉnh Thái Nguyên hiện tại được cấp từ lưới điện quốc gia & điện Trung Quốc thông qua trạm biến áp Thái Nguyên 220/110/22 kV - (2x250 MVA) & 110/35/22 kV - (2x63 MVA) tại thành phố Thái Nguyên. Trạm 220kV Thái Nguyên nhận điện từ lưới điện quốc gia bằng các đường 171 & 172 nối trạm 220 kV Sóc Sơn, 173 nối với Thác bà, 175 & 176 lấy điện từ nhà máy nhiệt điện Cao Ngạn. Nhận điện của Trung Quốc thông qua đường dây 220 kV 272 (Thái Nguyên - Hà Giang) vào máy biến áp AT2.

Trạm 220 kV Thái Nguyên ngoài việc cung cấp điện cho tỉnh Thái Nguyên còn cung cấp cho một số tỉnh lân cận như Bắc Kạn, Cao Bằng. Từ thanh cái 110kV có 6 xuất tuyến: + Lộ 171: Thái Nguyên - Sóc Sơn, AC-400 & AC-85, dài 39,25 km + Lộ 172: Thái Nguyên - Gò Đầm, AC-400, dài 28,46 km + Lộ 173: Thái Nguyên - Tuyên Quang, AC-185, dài 90 km trong đó điện lực Thái Nguyên quản lý 56 km + Lộ 174: Thái Nguyên - Cao Bằng, AC-185, dài 82,2 km + Đường dây 110kV Sóc Sơn - Gò Đầm, dài 22 km, dây dẫn AC-185.2 – Quang sơn : Đường trục AC 185 dài 17,1 km + Lộ 178 E6.2 – Quang sơn : Đường trục AC 185 dài 17,1 km 6 1. Lưới điện Lưới điện trên địa bàn tỉnh Thái Nguyên bao gồm các cấp điện áp 220, 110, 35, 22, 10, 6 kV.1 Đường dây:  Đường dây 171 E6.19 : Đường trục AC-400 dài 39,258 km  Đường dây 172 E6.19 : Đường trục AC-400 – 43,179 km  Đường dây 172 E6.3 : Đường trục AC 185- 24,7 km  Đường dây 173 E6.2 cột 148 : Đường trục AC 185 dài 48,12 km  Đường dây 174 E6.2 cột 104 : Đường trục AC 185 dài 20,91 km  Đường dây 177 E6.2 – Quang sơn : Đường trục AC 185 dài 17,1 km  Đường dây 178 E6.2 – Quang sơn : Đường trục AC 185 dài 17,1 km  Lưới 35kV bao gồm các lộ 35 kV sau các trạm 110 kV, hiện tại lưới 35 kV đã phủ khắp các huyện của tỉnh.  Lưới 22 kV hiện có chủ yếu tập trung ở Thành phố Thái Nguyên & thị xã Sông Công.

Tại khu vực Thành phố Thái Nguyên có 4 xuất tuyến 22 kV sau trạm 110 kV Đán, 2 xuất tuyến 22 kV sau trạm 220 kV Thái Nguyên & 3xuất tuyến sau trạm Lưu Xá. Tại khu vực thị xã Sông Công có 4 xuất tuyến 22 kV đi Phú Lương.  Lưới 10 kV hiện có ở hầu hết các huyện, sau các BA trung gian 35/10 kV Phố Cò (huyện Phổ Yên), các trung gian Phú Bình (huyện Pú Bình), TG Phú Lương (huyện Phú Lương), TG Quán Vuông (huyện Định Hoá), TG Đại Từ (huyện Đại Từ), TG Võ Nhai (huyện Võ Nhai).  Lưới 6 kV còn có ở một số huyện: huyện Phú Lương (còn 1 lộ 667), thị xã Sông Công (một số xuất tuyến 6 kV sau trạm 110 kV Gò Đầm), huyện Phổ Yên (Sau TG Vòng Bi).2 Các trạm biến áp - Trạm 220 kV Thái Nguyên : có 4 lộ 110 kV, công suất Sđm = 626 MVA.

Gồm 2 máy AT1, AT2 có Sđm = 2x250 MVA điện áp định mức 220/110/22 kV. Và 2 Máy T3,T4 có Sđm = 2x63 MVA điện áp định mức 110/35/6 kV. - Trạm 110 kV Lưu Xá (E6.5) : 3 lộ 35 kV, 3 lộ 22 kV, có 1 máy T1 Sđm = 40 MVA điện áp định mức 110/35/22 kV.4 :) Có 4 lộ 22kV, Sđm = 2x25 MVA, Uđm= 110/22 kV. - Trạm 110 kV Gò Đầm (E6.3) gồm 3 lộ 35 kV, 4 lộ 22 kV, 8 lộ 6 kV có Sđm = 136,5 MVA, có 2 MBA T1,T2 có Sđm = 2x63 MVA Uđm= 110/35/22 kV và một MBA T3 có Sđm = 10,5 MVA Uđm= 35/6 kV.

- Trạm 110 kV Gia Sàng (E6. Gồm MBA T1 có Sđm = 50 MVA, MBA T2 Sđm = 20 MVA. - Trạm Phú Lương (E6.6): 2 lộ 35 kV có một MBA T1 Sđm = 25 MVA, có điện áp Uđm= 110/35/22 kV. - Trạm Sông Công (E6.7) : Gồm 2 lộ 35 kV, có 1 MBA T1 với Sđm = 40 MVA, có điện áp Uđm= 110/35/22 kV.

- Trạm Gang thép (E6.9) : Gồm 2 lộ 35 kV, 2 lộ 6 kV có 2 MBA T1, T2 với công suất mỗi máy Sđm = 63 MVA, có điện áp Uđm= 110/35/6 kV.8) : Gồm 2 lộ 35 kV, 2 lộ 6 kV có 2 MBA T1,T2 với Sđm = 2x25 MVA, có điện áp Uđm= 110/35/6 kV. - Trạm Yên Bình (E6.13) : Gồm 2 lộ 35 kV, 2 lộ 22 kV có 2 MBA T1,T2 với Sđm = 2x63 MVA, có điện áp Uđm= 110/35/22 kV. - Trạm XM Quán Triều (E6.11) : Gồm có 1 Lộ 6 kV có 2 MBA T1,T2 với Sđm = 2x20 MVA, có điện áp Uđm= 110/6 kV, trong đó T2 chưa sử dụng.12) : Gồm 2 MBA T1,T2 có Sđm = 2x40 MVA, có điện áp Uđm= 110/35/10 kV. Đánh giá hiện trạng sử dụng điện năng lưới điện tỉnh Thái Nguyên - Trong 3 năm qua từ 2011 đến 2013 điện năng thương phẩm của tỉnh có mức tăng trưởng bình quân 16,53%/năm, trong khi tốc độ tăng trưởng điện thương 8 phẩm dự báo 2010 - 2015 trong đề án quy hoạch là 12,0%/năm.

Năm 2013 điện thương phẩm đạt 1.599,95 tr KWh, tăng 6,86% so với năm 2012, tỷ lệ tổn thất 5,91%, giảm 0,4% so với kế hoạch giao; giá bán bình quân 1.374,01 đ/KWh, tăng 119,68đ/kWh so với năm 2012, tổng doanh thu 2.202,77 tỷ đồng, tăng 16,98% so với năm 2012. Pmax đạt 283 MW. Tốc độ tăng điện thương phẩm bình quân từ 2011 - 2013 là 16,53%/năm trong khi tốc độ tăng trưởng bình quân GDP giai đoạn 2011 - 2013là 5,42%/năm. Được đánh giá là phù hợp trong đề án quy hoạch, dự báo điện năng thương phẩm năm 2014 là 1710,3 triệu kWh.

Như vậy, về điện năng thương phẩm thực tế cao hơn so với số dự báo trong đề án quy hoạch. Biểu đồ phụ tải tỉnh Thái Nguyên năm 2013 Hình 1.1: Biểu đồ phụ tải năm của tỉnh Thái Nguyên năm 2013 Biểu đồ phụ tải cực đại các tháng của năm 2013 cho thấy phụ tải cực đại của năm rơi vào tháng 12, tháng 10,11 cũng là những tháng có phụ tải cực đại tương đối cao vì trong biểu đồ phụ tải tỉnh Thái Nguyên, biểu đồ phụ tải của thành phần Công nghiệp đóng vai trò chủ yếu & những tháng cuối năm sản lượng sản xuất thường cao hơn những tháng khác. 9 Biểu đồ phụ tải ngày điển hình của Thái Nguyên cho thấy phụ tải cực đại ngày rơi vào 18-19 h (cao điểm tối) là thời điểm nhu cầu sử dụng điện cho chiếu sáng sinh hoạt & các thiết bị gia dụng rất lớn tròn các hộ dân cư. Phụ tải cực tiểu rơi vào ban đêm (0-1 giờ đêm).

Chênh lệch giữa cao / thấp điểm (Pmax/Pmin) trong biểu đồ ngày điển hình của toàn tỉnh là 2,0 lần, điều này cho thấy điện năng tiêu thụ của thành phần phụ tải công nghiệp chiếm tỷ trọng lớn hơn nhiều so với các thành phần phụ tải khác nên biểu đồ phụ tải ngày đêm của tỉnh Thái Nguyên ít nhọn hơn so với các tỉnh khác.2: ĐTPT ngày điển hình của tỉnh Thái Nguyên 10 CHƯƠNG II NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG. LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CHO LĐPP TỈNH THÁI NGUYÊN. Cơ sở tính toán TTĐN trên lưới điện. Từ định nghĩa về TTĐN ta thấy rằng khi truyền tải điện năng từ thanh cái nhà máy điện đến phụ tải.

Khi có dòng điện chạy qua, do có điện trở và điện kháng trên đường dây nên nó đã gây ra tổn thất công suất dẫn đến tổn thất về điện năng. Trị số tổn thất điện năng trong bất kỳ một phần tử nào của mạng điện phụ thuộc chủ yếu vào tính chất của phụ tải và sự thay đổi của phụ tải trong thời gian khảo sát. Nếu phụ tải của đường dây không thay đổi và xác định được tổn thất công suất tác dụng trên đường dây là ∆P thì khi đó tổn thất điện năng trong thời gian t sẽ là: P 2  Q2 T T T T S2 A   P  t  dt  3R  I dt  R  t2 dt  R  t 2 t dt 2 t (2.1) 0 0 0 Ut 0 Ut Tuy nhiên, trong tính toán thường không biết đồ thị p(t), q(t). Để tính tổn thất năng lượng ta phải dùng phương pháp gần đúng dựa theo một số khái niệm quy ước như thời gian tổn thất công suất cực đại (τmax) và hệ số tổn hao điện năng (LsF).

Ngoài ra còn có thể sử dụng một số phương pháp khác như sử dụng công tơ, tính theo đồ thị phụ tải, theo đặc tính xác suất của phụ tải,… Tính chính xác TTĐN theo số liệu đo đếm. 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), kết quả xác định được sẽ bao gồm cả TTĐN kỹ thuật và TTĐN phi kỹ thuật. Tổng TTĐN được xác định bằng cách đo như sau: 11 A1Nhận A1Giao. (ΔA) AmNhận AnGiao Hình 2.

Sơ đồ xác định tổn thất điện năng trên lưới điện bằng thiết bị đo Phương pháp đo: Sử dụng các thiết bị đo đếm điện năng được đồng bộ trong cùng thời gian khảo sát tại tất cả các mạch vào và ra (tại ranh giới giao và nhận điện năng) khỏi khu vực lưới điện cần xác định TTĐN.2) i 1 k 1 Với: - ΔA là tổn thất điện năng trên lưới điện đang xét (kWh), xác định trong khoảng 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 báo cáo kết quả dinh doanh năm 2013 của Công ty Điện lực Thái Nguyên, tổng điện năng nhận trên lưới năm 2013 trên địa bàn tỉnh là là 1700,3 triệu kWh, điện năng tiêu thụ trong năm là 1599,95 triệu kWh. Khi đó tổng TTĐN trong năm của tỉnh Thái Nguyên tính được theo công thức (2.2) sẽ là : ΔAΣ = AN - AG = 1700,3.