Báo cáo thực tập tại Công ty lưới điện Cao Thế TP HCM

cấp – Tổng SL các tuyến 
Tổn thất toàn trạm = Tổng nhận tuyến 110kV- Tổng SL các tuyến 15kV
Kết quả tính toán: 
Sản lượng điện tổn thất 
Tháng 1
Tháng 2
Tháng 3
Tổn thất TC 110kV (kWh)
900
(8,800)
(28,000)
% Tổn thất
0%
0%
0%
Tổn thất MBT 110kV
77,400
66,200
55,800
% Tổn thất
0.30%
0.28%
0.17%
Tổn thất TC 15kV
46,700
45,100
50,700
% Tổn thất
0.18%
0.19%
0.16%
Tổn thất toàn trạm
% Tổn thất
Tổn thất bình quân trạm Tân Sơn Nhất trong 3 tháng đầu năm 2015 là -0.068%`	
Tính toán tổn thất kỹ thuật MBT trạm Tân Sơn Nhất trong 3 tháng đầu năm 2015 thông qua phụ tải ngày và thông số kỹ thuật MBT.
Thông số kỹ thuật MBT: 
	Trạm Tân Sơn Nhất vận hành 2 MBT 63MVA có các thông số tổn hao như sau: 
Tổn hao không tải (P0):	31.6 kWh
Tổn hao có tải (Pk):	242.3 kWh
Dòng định mức phía thứ cấp:	2309A
Công thức tính tổn thất kỹ thuật MBT
Trong đó:
 Hệ số phụ tải là 
 Hệ số tổn thất là 
Thông số phụ tải 24 giờ của một ngày điển hình: 
GIỜ
MBT T2
MBT T1
I (A)
P (MW)
Q (MVAR)
Cos phi
I (A)
P (MW)
Q (MVAR)
cos phi
1
920
24.2
3.5
1
520
13.8
0.5
0.99
2
870
22.9
3.3
1
480
12.8
0.5
0.99
3
820
21.7
3.1
1
460
12.4
0.7
0.99
4
870
23.1
3.3
1
450
12.1
0.7
0.99
5
870
23
3.3
1
450
11.9
0.7
0.99
6
870
23.2
0
1
450
12
0.5
0.99
7
1050
27.2
3.9
1
510
13.6
0.5
0.99
8
1420
36.5
7.4
1
770
20.3
1
0.99
9
1550
40.5
5.8
1
900
23.9
0
0.99
10
1600
42.2
0
1
990
26.3
0.7
0.99
11
1600
42.5
0
1
1010
27
0.7
0.99
12
1550
40.9
5.8
1
960
25.8
0.1
0.99
13
1450
38
5.4
1
870
23
1.3
0.99
14
1520
39.8
5.7
1
910
24.2
0.3
0.99
15
1570
41.1
5.9
1
920
24.3
0.1
0.99
16
1550
40.7
5.8
1
920
24.5
0.1
0.99
17
1420
37.5
5.4
1
880
23.4
0.4
0.99
18
1350
35
5
1
800
21
0.9
0.99
19
1300
34
4.8
1
740
19.7
1.3
0.99
20
1270
33.5
4.8
1
720
19.2
1.6
0.99
21
1250
32.6
4.7
1
710
18.6
2.8
0.99
22
1120
29.6
4.2
1
610
16.5
1.3
0.99
23
1020
26.9
3.8
1
540
14.4
0.3
0.99
24
900
24.1
0
1
490
13.1
0.2
0.99
Kết quả tính toán: 
Thông số
Máy biến thế T1
Máy biến thế T2
Imax (A)
1600
1010
Itb (A)
1252.4
710.83
Kpt = Itb/Imax
0.7828
0.7038
Ktt = 0.3Kpt +0.7Kpt2
0.6637
0.5579
Tổn thất kỹ thuật MBT (kWh)
1,883
1,070
SL tổn thất trong 31 ngày (kWh)
58,399
33,170
Tổng sản lượng tổn thất 2 MBT 110kV = 91,569 kWh tương đương khoảng 0.35%
Nhận xét, đánh giá:
Tổn thất theo sản lượng điện giao nhận trạm Tân Sơn Nhất có tổn thất âm trong 3 tháng đầu năm (bình quân là -0.068%) nguyên nhân là do sự chênh lệch giữa sai số của các điểm đo đầu nhận 110kV (phía đường dây) và sai số của các phát tuyến 15kV.
Tổn thất kỹ thuật MBT 110kV tại trạm Tân Sơn Nhất tương đối thấp và nằm trong khoảng 0.35% ở phụ tải bình quân mỗi máy là 980A (khoảng 42% tải định mức).
Giả sử phụ tải trạm Tân Sơn Nhất vận hành ở mức 90% tải định mức (khoảng 2000A) theo tính toán tổn thất kỹ thuật MBT tăng khoảng lên đến 0.5%. Cho thấy phụ tải càng cao thì tổn thất MBT càng tăng theo cấp số nhân của dòng điện phụ tải.
Kiểm soát sai số hệ thống
Thực hiện việc kiểm tra, kiểm chứng định kỳ điện kế ranh giới nội bộ Tổng Công ty để kiếm soát được các thông số cũng như sai số của điện kế ở từng trạm. 
Hình 6.2 Kiểm tra định kỳ điện kế ở trạm Bến Thành
Dưới đây là một bảng kết quả kiểm tra định kỳ điện kế ranh giới nội bộ ở trạm Bến Thành.
	Kết quả: sai số trung bình ở các điểm giao nhận tại trạm Bến Thành là 0.073
	Dưới đây là một bảng thống kê sai số hệ thống ở trạm Hùng Vương. Thống kê được trung bình sai số ở trạm này là 0.0409%, thấp hơn nhiều so với sai số ở trạm Bến Thành.
Hình 6.3 Bảng thống kê sai số hệ thống ở trạm Hùng Vương
	Thống kê sai số điện kế ở các trạm, ta được sai số trung bình hàng năm. Từ đó dự đoán, so sánh sản lượng điện tổn thất giữa các năm. Ngoài ra dựa vào những kết quả này để đưa ra các giải pháp phù hợp giảm sai số cho những năm tiếp theo (vd: hoàn thiện hệ thống đo đếm ranh giới đầu nguồn, kiểm định thiết bị đo đếm ranh giới định kỳ, nâng cao năng lực quản lý vận hành hệ thống đo đếm ...) sao cho giảm TTĐN phù hợp với chỉ tiêu đề ra.
=> Qua các bài toán trên, có thể thấy tổn thất lưới điện truyền tải phụ thuộc nhiều về sai số của hệ thống đo đếm cho nên việc kiểm soát chặt chẽ sai số hệ thống như, kiểm định định kỳ điện kế, TU, TI là một trong biện pháp tỏ ra khá hiệu quả trong việc kiểm soát và giảm tổn thất lưới điện.
Tính toán hiệu quả giảm TTĐN sau khi đóng điện trạm biến áp 220kV
Bài toán: Tính toán hiệu quả giảm tổn thất điện năng đối với trạm biến áp 220kV quận 8.
Vị trí: Lấy nguồn từ trạm 220kV Bình Chánh
Phụ tải: Cấp điện cho trạm 110kV Chánh Hưng, Hùng Vương và phụ tải tương lai trạm 110kV Tân Hưng.
Tổn thất hiện hữu: 695.213 kWh 
Tổn thất sau khi khai thác tải: 303.493 kWh
Tổn thất giảm được: 391.721 – 56%
Trạm 220kV Quận 8: có chiến lược giảm TTĐN cao do giảm được tải đường dây Phú Định – Hùng Vương và Phú Định – Chánh Hưng, giảm được ảnh hưởng do sai số không đạt kỹ thuật tại trạm 220kV Bình Chánh. Do đó cần được đẩy nhanh tiến độ đóng điện để sớm mang lại hiệu quả giảm TTĐN trong tương lai.
Bảng tính toán:
Vì chưa có sơ đồ chi tiết cho việc đấu nối đường dây 110kV nhận điện từ trạm 220kV Quận 8, do đó việc tính toán hiệu quả giảm TTĐN được giả sử sau:
-	Đường dây 110kV Bình Chánh - Phú Định hiện hữu sẽ được giảm đi 1/2 chiều dài và trở thành đường dây Quận 8 - Phú Định
-	Đường dây Phú Định - Chánh Hưng sẽ được giảm 1/2 phụ tải do có khai thác thêm trạm.
-	Đường dây Phú Định - Hùng Vương sẽ giảm được 1/2 chiều dài.
Hình 6.4 Bảng tính toán hiệu quả giảm TTĐN đối với trạm biến áp 220kV quận 8
-	
PHẦN III	
PHỤ LỤC
PHỤ LỤC HÌNH ẢNH
Hình ảnh trạm biến áp Tân Quy (Phú Hòa Đông, Củ Chi): một trong các trạm biến áp đầu tiên đang được đưa vào trạm không người trực.
Hình 0.1 Trạm biến áp 110/15kV Tân Quy
Trạm có 2 máy biến áp 110kV công suất 63MVA, 16 lộ ra, công suất mỗi lộ 8MVA, tổng vốn đầu tư là 85 tỷ đồng. Quy mô công suất của trạm đáp ứng nhu cầu cung cấp điện cho khu vực trong giai đoạn 2012 - 2020. Công trình được xây dựng trong thời gian ngắn nhất (30 ngày thi công), các thiết bị của trạm đều được sản xuất tại Việt Nam, có hệ thống đóng cắt bằng kỹ thuật số
Việc vận hành trạm Tân Quy sẽ giúp tăng cường nguồn cung cấp điện cho khu vực Củ Chi và các vùng lân cận, đặc biệt là khu vực Tây Bắc Củ Chi và KCN Đông Nam, giảm tải cho trạm 220kV Hóc Môn. 
Hình 0.2 Máy biến áp 110kV công suất 63MVA
PHỤ LỤC TÍNH TOÁN CÁC TỔN HAO CẤP 110kV
Dielectric losses Wd 
w
= 2.p.f
C
Capacitance per unit length
U0
Voltage to earth
er
Relative permittivity of insulation
Di
External diameter of insulation
dc
Diameter of conductor including screen
tand
Loss Factor of insulation at Operating Frequency & Temp, given by IEC 60287, Table 3
Conductor losses Wc
I
Current flowing in one conductor
R
AC Resistance of Conductor at Maximum Operating Temperature
R0
DC Resistance at 20oC (W/km)
R'
DC Resistance at 90oC (W/km)
R
AC Resistance at Operating Temperature (W/km)
a20
temperature coefficient of electrical resistivity at 20°C, per kelvin, a20 = 0.00393
ys
the skin effect factor = hệ số bề mặt, given by IEC 60287, item 2.1.2
yp
the proximity effect factor = hệ số ở gần, given by IEC 60287, item 2.1.3
q
Maximum Operating Temperature
xs
given by IEC 60287, item - 2.1.2
f
the supply frequency in hertz.
ks
given by IEC 60287, Table 2, ks = 0.435
xp
given by IEC 60287, item - 2.1.3
dc
the diameter of conductor (mm);
s
the distance between conductor axes (mm).
kp
given by IEC 60287, Table 2, kp = 0.37
Sheath losses Ws 
l1: là hệ số tổn hao vỏ
ratio of the losses in one sheath caused by circulating currents in the sheath to the losses in one conductor
the eddy-current loss factor
Rs
Sheath Resistance at Maximum Operating Temperature
rs
the electrical resistivity of sheath material at operating temperature (IEC 60287, table 1) (Ω.m); è rAl = 2.84.10-8 W/m
Ds
the external diameter of cable sheath (mm);
For corrugated sheaths, the mean outside diameter shall be used.
ts
the thickness of sheath (mm);
Centre cable:
Outer cable leading phase:
Outer cable lagging phase:
	Trường hợp đấu nối đảo vỏ (cross bonding) è l1’ = 0 è l1 » l1’ 
	è Tổng tổn hao trong cáp ngầm 110kV là:
PHỤ LỤC TÍNH TOÁN TỤ BÙ
Tác dụng của tụ bù
BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG GIẢM TỔN HAO CÔNG SUẤT
	Công thức tổn thất công suất trên đường dây truyền tải :
	Phần tổn hao công suất do 2 thành phần tạo ra: Thành phần do công suất tác dụng thì không thể giảm, nhưng thành phần do công suất phản kháng thì hoàn toàn có thể giảm được. Hệ quả là giảm tổn hao công suất dẫn đến giảm tổn thất điện năng. 
	Khi đường dây điện kéo quá xa, công tơ điện lại tính ở đầu trạm. Trường hợp này ta nên bù gần như tối đa 0.95 để giảm tổn thất điện năng
BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG GIẢM SỤT ÁP
	Công thức tổn thất điện áp trên đường dây truyền tải :
	Khi đường dây điện kéo quá xa, điện áp cuối đường dây sụt giảm nhiều làm động cơ không khởi động được, phát nóng nhiều, dễ cháy. Trường hợp này nên bù đến 0.98 hoặc 1. 
BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG GIÚP TĂNG KHẢ NĂNG MANG TẢI CỦA ĐƯỜNG DÂY
	Dòng điện chạy trên đường dây gồm 2 thành phần: tác dụng và phản kháng. Nếu ta bù ở cuối đường dây thì dòng phản kháng sẽ bớt. Vậy thì ta có thể cho phép đường dây tải thêm dòng tác dụng.
BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG GIÚP TĂNG KHẢ MÁY BIẾN ÁP
	Từ và S=U*I ta thấy rằng dung lượng máy biến áp gồm 2 phần P và Q. Nếu bù tốt thì S gần như bằng P => tăng khả năng máy biến áp.
Tụ điện cao thế
	Tụ điện cao thế được sử dụng là loại 13.86kV – 1 – 50Hz
Hình 0.3 Sơ đồ tụ điện cao thế
	Công thức tính công suất tụ bù:
	 	(1.9)
Trong đó: V1: Điện áp hệ thống
	V2: Hệ số tăng điện áp
	Q1: Công suất ban đầu (kVAR)
	Q2: Công suất sau khi tăng hệ số điện áp
Công thức cho công suất và tính toán dòng điện:
	 	(1.10)
	 	(1.11)	 	(1.12)
	 	(1.13)
Trong đó: