Luận văn Nghiên cứu đánh giá hiện trạng và đề xuất một số giải pháp cải thiện chất lượng điện áp trong lưới điện trung áp tỉnh Thái Nguyên

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Mở đầu

Trong những năm gần đây, do sự phát triển mạnh mẽ của nền kinh tế, tốc

độ độ công nghiệp hoá tăng nhanh, nhu cầu về điện năng ngày càng lớn đòi hỏi

ngành Điện phải đi trước một bước để tạo cơ sở cho sự phát triển của nền kinh

tế. Cùng với sự phát triển của nền kinh tế quốc dân là những yêu cầu ngày càng

khắt khe của khách hàng về chất lượng điện năng. Ngành Điện phải thực hiện

những kế hoạch phát triển nguồn và lưới phù hợp với nhu cầu của phụ tải và cải

tạo nâng cấp những khu vực hiện có, đề ra những biện pháp vận hành hợp lý để

nâng cao chất lượng điện năng, tăng công suất truyền dẫn để có thể đáp ứng

ngày càng tốt hơn những đòi hỏi ngày càng cao về sản lượng cũng như chất

lượng điện năng đồng thời tiết kiệm chi phí, giảm tổn thất và nâng cao hiệu quả

kinh tế cung cấp và sử dụng điện. Đó là một nhiệm vụ hết sức khó khăn, trong

đó việc nâng cao chất lượng điện năng ở lưới điện phân phối có ảnh hưởng

đáng kể đến chất lượng điện năng và chỉ tiêu kinh tế chung của toàn hệ thống.

Với lưới điện phân phối việc đáp ứng những yêu cầu về chất lượng điện

năng gặp không ít khó khăn, đặc biệt đối với lưới điện 6kV và 10kV xuất phát

từ các trạm trung gian 35/6kV và 35/10kV không có hệ thống điều áp dưới tải.

Sự phát triển mạnh mẽ của phụ tải điện ảnh hưởng đến chất lượng điện năng

trong lưới điện phân phối biểu hiện dễ nhận thấy là chất lượng điện áp.

Với đề tài “ Nghiên cứu đánh giá hiện trạng và đề xuất một số giải

pháp cải thiện chất lƣợng điện áp trong lƣới điện trung áp tỉnh Thái

Nguyên” tác giả mong muốn đóng góp một phần nhỏ những tìm tòi, nghiên

cứu của mình vào việc đảm bảo chỉ tiêu chất lượng điện áp trong lưới điện

phân phối có nhiều cấp điện áp nhưng không có hệ thống điều áp dưới tải tại

các trạm trung gian.

Luận văn bao gồm 4 chương, trong đó tại Chương 1 tác giả giới thiệu

tổng quát về hiện trạng và triển vọng phát triển cùng với những yêu cầu xuất

phát từ thực tế về chất lượng điện năng của lưới điện tỉnh Thái Nguyên,.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Chương 2 trình bày lý thuyết chung về chất lượng điện năng, các chỉ tiêu

chất lượng điện năng tại một số quốc gia và của Việt Nam, chú trọng phân tích

chỉ tiêu độ lệch điện áp, diễn biến của điện áp trong lưới điện phân phối và các

phương pháp điều chỉnh độ lệch điện áp.

Chương 3 tiến hành khảo sát, đánh giá thực trạng chất lượng điện áp tại

một số nút chính trong lưới điện phân phối tỉnh Thái Nguyên. Trong chương

này luận văn cũng nghiên cứu các phương pháp tính toán đánh giá chất lượng

điện áp (CLĐA) tại các nút phụ tải theo chỉ tiêu tổng quát (CTTQ) cùng với các

giải pháp cải thiện chất lượng điên áp phù hợp với đặc điểm của lưới điện phân

phối tỉnh Thái Nguyên.

Trên cơ sở các phương pháp tính toán tác giả đã thành lập các thuật toán để tính

toán kiểm tra CLĐA tại các nút của lưới điện phân phối đơn giản và trình bày

những nét cơ bản của chương trình phần mềm Conus sẽ được sử dụng tại

Chương 4 khảo sát các sơ đồ lưới điện phân phối phức tạp trong thực tế vận

hành.

Chương 4 nghiên cứu áp dụng chương trình Conus để tính toán khảo sát

CLĐA và đề xuất một số giải pháp cải thiện CLĐA trong lưới điện phân phối

tỉnh Thái Nguyên.

Tác giả chân thành gửi lời cảm ơn tới TS Nguyễn Mạnh Hiến và các thầy

cô của Bộ môn Hệ thống điện trường Đại học Bách khoa Hà Nội đã tận tình

hướng dẫn, chỉ bảo giúp tác giả hoàn thành luận văn. Cảm ơn các đồng nghiệp

đã giúp đỡ trong công việc để tác giả có thời gian học tập, thu thập số liệu viết

luận văn.

Do thời gian có hạn và kiến thức còn nhiều hạn chế nên luận văn chắc

chắn còn nhiều khiếm khuyết. Tác giả chân thành mong muốn nhận được sự

chỉ bảo góp ý của thầy cô và các đồng nghiệp cùng bạn đọc quan tâm đến nội

dung luận văn này.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

CHƢƠNG I

TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG LƢỚI ĐIỆN KHU VỰC THÁI NGUYÊN

1.1-Cấu trúc hiện tại của lưới điện Thái Nguyên và phương hướng phát triển

trong tương lai.

Thái nguyên là một tỉnh miền núi trung du, nằm trong vùng trung du và

miền núi Bắc bộ, diện tích tự nhiên 3.562,82 km2, dân số hiện nay là 1.046.000

người. Thái Nguyên là một tỉnh không lớn, chiếm 1,13% diện tích và 1,41%

dân số so với cả nước. Thái Nguyên tiếp giáp với tỉnh Bắc Cạn ở phía bắc, phía

tây giáp Vĩnh Phúc và Tuyên Quang, phía đông giáp các tỉnh Lạng Sơn và Bắc

Giang và phía nam giáp Thủ đô Hà Nội. Thái Nguyên có địa hình đa dạng bao

gồm các khu vực trung du và các vùng núi.

Thái Nguyên là một thành phố công nghiệp, tỷ trọng điện tiêu thụ trong

sản xuất công nghiệp chiếm khoảng 70% so với tổng điện năng tiêu thụ. Lưới

điện phân phối hiện nay ở Thái Nguyên là lưới điện có điện áp dưới 110kV, sử

dụng các cấp điện áp thông dụng như 35, 22, 10, 6kV có trung tính cách ly,

trung tính nối đất trực tiếp hoặc gián tiếp qua máy biến áp tạo trung tính hoặc

cuộn dập hồ quang ( cuộn Pertecxen). Lưới điện phân phối vận hành theo chế

độ mạng điện hở (hình tia hoặc phân nhánh) hoặc mạch vòng nhưng vận hành

hở, độ dài mỗi xuất tuyến thường không đến 100km. Nguồn cấp cho các xuất

tuyến phân phối chủ yếu do các trạm 110kV hoặc 220kV và các trạm trung

gian 35/10kV, 35/6kV cung cấp. Do các điều kiện về địa lý, kinh tế, mức độ

yêu cầu cung cấp điện của phụ tải... nên lưới phân phối ở các khu vực khác

nhau rất khác nhau về mật độ phụ tải, chiều dài đường dây, công suất truyền

dẫn cũng như tổn thất điện áp, điện năng và độ tin cậy cung cấp điện.

Lưới điện phân phối ở khu vực Thái Nguyên có thể đại diện cho lưới

phân phối nói chung vì nó gồm nhiều khu vực có tính chất phụ tải đa dạng: phụ

tải công nghiệp tập trung, phụ tải sinh hoạt và sản xuất nhỏ ở đô thị, phụ tải

nông thôn, phụ tải sinh hoạt miền núi. Lưới 35kV và 22kV được cấp trực tiếp

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

từ các trạm 110kV hoặc 220kV. Với cấp điện áp 10kV và 6kV, một số đường

dây được cấp trực tiếp từ các trạm 110kV cho các phụ tải cao áp hoặc khu công

nghiệp tập trung, phần còn lại từ các trạm trung gian 35/6kV hoặc 35/10kV.

Nguồn cấp điện khu vực Thái Nguyên hiện tại là 7 trạm 110kV, 01 trạm

220kV và nhà máy nhiêt điện Cao Ngạn công suất 100MW (xem H 1.1 - Sơ đồ

lưới điện 220-110kV). Các trạm 110kV và 220kV đều có hệ thống điều áp dưới

tải, điện áp đầu nguồn của các xuất tuyến phân phối thường giữ cố định. Ngoài

các trạm 110kV và 220kV còn có 10 trạm trung gian 35/6kV hoặc 35/10kV cấp

điện cho các phụ tải hỗn hợp và một số trạm trung gian chuyên dùng cấp cho

các nhà máy, xí nghiệp công nghiệp (xem H 1.2 - Sơ đồ lưới điện trung áp).

Các trạm trung gian đều không có hệ thống điều áp dưới tải, điện áp thanh cái

đầu ra của các trạm trung gian phụ thuộc phụ tải và điện áp đầu nguồn cấp từ

các trạm 110kV. Phụ tải của các trạm 110kV rất đa dạng, do các đường dây cấp

cho các khu vực có tính chất khác nhau như phụ tải sinh hoạt, phụ tải sản xuất

ban ngày, phụ tải sản xuất 3 ca nên biểu đồ phụ tải của các đường dây rất khác

nhau. Hơn nữa, do quy định tính giá điện vào các giờ cao điểm ngày, cao điểm

đêm và thấp điểm chênh lệch nhau lớn nên các xí nghiệp, nhà máy sử dụng

công suất lớn thường sản xuất vào giờ thấp điểm để giảm giá thành, vì vậy giá

trị Pmax và Pmin của các đường dây chênh lệch lớn song đồ thị phụ tải toàn trạm

khu vực hoặc toàn tỉnh tương đối bằng phẳng.

Do nhu cầu sản xuất phát triển nên lưới điện tỉnh Thái Nguyên có mức

tăng trưởng khá lớn, bình quân trong 5 năm gần đây là 21% mỗi năm. Với mức

độ tăng trưởng như vậy và căn cứ nhu cầu sử dụng điện của các dự án đang và

sẽ triển khai, từ nay đến năm 2010 sẽ phải xây dựng thêm 03 trạm biến áp

110kV so với 7 trạm hiện có và tăng thêm công suất của nhà máy điện Thái

Nguyên để đáp ứng yêu cầu của phụ tải. Để đáp ứng yêu cầu ngày càng cao về

chất lượng điện năng và độ tin cậy cung cấp điện, ngành điện đang tiến hành

hiện đại hoá các trạm khu vực ở cấp điện áp 110, 220kV bằng cách thay thế các

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

thiết bị cũ bằng những thiết bị có công nghệ tiên tiến như máy cắt khí SF6, máy

cắt chân không và các rơ le bảo vệ kỹ thuật số. Điện áp trung thế cũng có sự

thay đổi vê cấp điện áp, sẽ chú trọng phát triển lưới điện trung áp ở cấp điện áp

35kV và 22kV hạn chế xây dựng các đường dây 6kV hoặc 10kV. Cấp điện áp

6kV và 10kV sẽ chỉ dùng để cấp điện cho các phụ tải cao áp như động cơ cao

áp, lò điện hồ quang hoặc các nhà máy công nghiệp nặng.

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

1.2-Các thông số vận hành của lưới điện thành phố Thái Nguyên

Bảng 1.1 Thông số phụ tải tỉnh Thái Nguyên 6 tháng đầu năm 2007:

Tổng điện năng tiêu thụ

495.115.034 kWh

Điện năng tiêu thụ ngày cao nhất

3.452.630 kWh

Điện năng tiêu thụ trung bình ngày

2.728.382 kWh

Điện năng tiêu thụ ngày thấp nhất

2.257.530 kWh

Pmax

190 MW

Pmin

115 MW

Tổng công suất tiêu thụ trong toàn tỉnh thay đổi theo mùa và theo các

ngày trong tuần do ảnh hưởng của thời tiết và sản xuất. Vào các ngày thứ bảy

và chủ nhật, công suất tiêu thụ giảm do các nhà máy, xí nghiệp, công sở giảm

công suất. Các ngày làm việc công suất tiêu thụ tăng do ảnh hưởng của sản xuất

công nghiệp. Cũng do ảnh hưởng của sản xuất công nghiệp nên cao điểm ngày

vào khoảng 10h00 tăng mạnh và lớn hơn cao điểm tối. Do có nhiều cơ sở sản

xuất làm 3 ca nên biểu đồ phụ tải ngày toàn tỉnh tương đối bằng phẳng.

Những nhận xét trên được rút ra từ các số liệu thu thập tại trạm 220kV

Thái Nguyên (xem H 1.3 - Sơ đồ trạm 220kV Thái Nguyên), trên các đường

dây xuất tuyến của trạm và tại các trạm trung gian 35/6kV, trạm hạ áp

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

35/0,4kV và 6/0,4kV trên một số đường dây của trạm 220kV Quan Triều.

Thông số đo đạc tại trạm 220kV Quan Triều được thể hiện ở các trang sau.

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Sơ đồ lưới 110kV

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Sơ đồ trạm Quan Triều

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Sơ đồ đz 381

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Sơ đồ TG Chùa Hang

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Bảng 1.2 Phụ tải trung bình tỉnh Thái Nguyên tháng 6/2007

Giờ Ptb CN và thứ 7

Ptb thứ 2,3,4 114.9 124.3 116.7 129.6 128.0 130.4 151.2 142.0 132.7 157.2 160.7 147.7 143.4 135.3 145.8 148.7 156.0 180.8 177.0 161.1 127.0 121.2 132.9 124.0

112.7 117.6 114.3 100.5 108.9 117.1 113.5 115.0 115.9 141.3 137.3 110.9 109.5 123.1 113.3 122.3 132.2 161.1 135.8 136.9 121.3 130.4 118.4 126.7

Ptb thứ 5,6 117.4 148.0 138.5 143.0 118.9 150.9 142.3 136.0 159.6 171.5 162.0 138.7 152.3 143.2 145.8 150.6 159.5 194.7 164.0 143.4 119.6 114.9 149.1 162.0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Bảng 1. 3 THÔNG SỐ PHỤ TẢI TRUNG BÌNH CÁC ĐƯỜNG DÂY CỦA TRẠM 220(110)kV QUAN TRIỀU TRONG THÁNG 6/2007

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

giờ I 381 (A) I 372 (A) I 373 (A) U35 kV Quan Triều Tổng P 35kV Quan Triều (MW)

38.00 42.79 140.64 370.56 20.11 1

38.00 42.25 140.75 370.56 20.67 2

38.00 41.32 140.75 370.89 20.00 3

38.00 38.32 130.75 290.44 20.67 4

38.00 45.18 170.75 280.22 20.56 5

170.89 280.56 20.67 38.00 45.86 6

38.00 45.93 170.93 280.22 20.56 7

37.64 42.79 160.04 280.11 20.56 8

37.59 55.68 210.61 300.11 20.00 9

37.61 49.57 210.21 330.67 20.22 10

37.45 56.82 190.79 310.56 20.44 11

37.88 48.79 190.46 280.00 20.67 12

37.91 49.18 190.71 320.56 20.22 13

37.93 44.54 210.07 410.78 20.11 14

37.96 50.29 200.11 290.00 30.56 15

37.96 51.07 200.21 240.67 40.56 16

37.93 56.54 200.50 280.00 40.11 17

37.75 66.46 220.86 250.89 40.67 18

37.71 54.75 200.57 290.56 50.67 19

37.79 52.11 160.04 270.22 50.67 20

38.00 41.54 120.32 200.78 30.44 21

38.00 38.21 140.29 200.11 20.44 22

38.00 38.54 140.04 200.11 20.89 23

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

38.00 36.29 120.96 220.22 10.22 24

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Bảng 1.4 THÔNG SỐ PHỤ TẢI TRUNG BÌNH CÁC ĐƯỜNG DÂY CỦA TRẠM TRUNG GIAN CHÙA HANG TRONG THÁNG 6/2007 U6kV (kV) 6.50 6.50 6.50 6.50 6.30 6.30 6.30 6.30 6.30 6.30 6.30 6.30 6.30 6.30 6.30 6.30 6.30 6.30 6.30 6.30 6.40 6.50 6.50 6.50

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

I675 (A) 63.00 63.50 63.86 63.25 150.71 150.75 150.36 150.07 150.64 150.32 150.11 150.93 150.04 150.00 150.96 150.86 150.39 210.07 210.93 210.68 210.43 210.43 70.25 70.46 I 631 (A) 115.23 115.12 115.08 115.14 115.11 260.46 260.86 260.82 260.50 260.75 260.18 260.86 260.39 260.32 260.61 260.89 260.39 345.07 345.93 345.46 345.36 345.71 130.93 130.18 I 673 (A) 5.54 5.54 5.00 5.36 5.64 20.86 20.57 20.68 20.14 20.96 20.75 20.71 20.68 20.61 20.54 20.54 20.29 25.36 25.00 25.79 25.71 25.71 5.68 5.00 I 677(A) 45.93 45.64 45.68 45.25 45.57 90.96 90.71 90.43 90.75 90.68 90.39 90.18 90.21 90.68 90.11 90.57 90.57 110.75 110.21 110.89 110.68 110.00 55.93 55.61

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

1.3-Đánh giá tình hình vận hành của lưới điện Thái Nguyên

Qua các thông số đo đạc ở trên và ở phần phụ lục ta có nhận xét sau:

-Độ chênh lệch giữa Pmax và Pmin trên các đường dây khá lớn. Tỷ số P min/Pmax

của các đường dây dao động từ 15%

25%

-Chế độ max của các đường dây có tính chất công nghiệp thường trùng với chế

độ min của các đường dây có tính chất sinh hoạt, công sở.

-Đồ thị phụ tải đầu nguồn các trạm 220(110)kV tương đối bằng phẳng.

-Công suất sử dụng cũng như điện năng tiêu thụ vào các ngày nghỉ như thứ 7

và chủ nhật có giảm so với các ngày làm việc từ thứ 2 đến thứ sáu nhưng không

đáng kể.

-Tổn thất điện áp trên đường dây 35kV khá nhỏ.

-Chất lượng điện áp tại các điểm cuối đường dây 6kV vào thời điểm max

không đạt yêu cầu thể hiện ở đường dây 675 trạm trung gian Chùa Hang, tổn

thất điện áp trên lộ 675 Chùa Hang quá lớn.

Các kết quả đo đạc thực tế trên một số đường dây cũng phù hợp với các

số liệu thống kê thông số vận hành của toàn bộ lưới điện khu vực Thái Nguyên.

Ta nhận thấy chất lượng điện năng không đồng đều ở các khu vực khác nhau.

Các khu công nghiệp nặng như Gang thép, khu công nghiệp Sông Công,

Gò Đầm hầu hết đạt yêu cầu về độ lệch điện áp nhưng có hiện tượng dao động

điện áp, sóng hài trên một số đường dây hoặc trạm.

Các khu vực phụ tải sinh hoạt đô thị, công sở như thành phố Thái

Nguyên, trung tâm các thị xã, thị trấn chất lượng điện năng đạt yêu cầu.

Khu vực nông thôn, miền núi, phụ tải chủ yếu là sinh hoạt, chất lượng

điện năng không đạt yêu cầu, biểu hiện ở độ lệch điện áp thường vượt r a ngoài

tiêu chuẩn.

Các khu vực sản xuất công nghiệp nặng do vận hành lò hồ quang, lò

trung tần, khởi động những động cơ công suất lớn sinh ra dao động điện áp,

sóng hài, độ không sin và biến đổi tần số ở một số đường dây và trạm biến áp.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Đường dây cấp điện cho các phụ tải này thường ngắn, có sơ đồ hình tia và xuất

phát trực tiếp từ các trạm 110kV có điều áp nên độ lệch điện áp đạt yêu cầu.

Nhưng cũng do trở kháng đường dây nhỏ, dung lượng máy biến áp không lớn

nên dao động điện áp trên các đường dây có phụ tải đặc biệt dễ gây ảnh hưởng

đến điện áp của các phụ tải nối chung thanh cái thứ cấp trạm 110kV.

Khu vực thành phố Thái Nguyên và trung tâm các thị xã, thị trấn, chất

lượng điện năng đạt yêu cầu ở hầu hết các trạm phân phối do đường dây ngắn,

phụ tải ít chênh lệch giữa cao điểm và thấp điểm. Các đường dây cấp cho các

phụ tải này thường xuất phát trực tiếp từ các trạm 220(110kV). Tuy nhiên trên

một số đường dây hạ áp có hiện tượng dao động điện áp do những phụ tải của

các xưởng sản xuất nhỏ gây nên khi sử dụng máy hàn hoặc khởi động động cơ.

Những đường dây dài, cấp điện cho các phụ tải hỗn hợp gồm những xí

nghiệp sản xuất một ca, sinh hoạt, công sở và các đường dây cấp điện cho các

khu vực nông thôn, miền núi độ lệch điện áp không đạt yêu cầu. Nguyên nhân

do điện áp đầu nguồn các trạm 220(110)kV thường duy trì ở một giá trị cố định

nhưng giữa phụ tải chế độ max và phụ tải chế độ min có độ chênh lệch lớn.

Đầu phân áp ở các trạm phân phối thường được đặt theo kinh nghiệm nên

thường chỉ đạt độ lệch điện áp theo yêu cầu với mức tải trung bình nhưng

không đáp ứng được chỉ tiêu độ lệch điện áp trong chế độ max hoặc min. Điều

này cũng xảy ra cả với những trạm biến áp cấp điện cho phụ tải đô thị và công

nghiệp.

Ở các đường dây có sử dụng máy biến áp trung gian không có điều áp

dưới tải (33/10kV hoặc 35/6kV) thì độ lệch điện áp hầu hết không đạt yêu cầu.

Với những đoạn đường dây vận hành ở cấp điện áp 35kV thì tổn thất điện áp

trên đường dây không lớn, độ lệch điện áp không đảm bảo chủ yếu do giá trị

điện áp đầu nguồn các trạm có điều áp dưới tải 220(110)kV không phù hợp ở

các chế độ max, min, nhưng với cấp điện áp 6kV và 10kV tổn thất điện áp trên

đường dây có giá trị đáng kể, đặc biệt với với những đường dây dài. Hơn nữa,

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

máy biến áp trung gian tạo thành một trở kháng tương đương khá lớn nối tiếp

trên đường dây làm tăng tổng trở tương đương của đường dây dẫn từ trạm khu

vực có điều áp (220kV hoặc 110kV) đến phụ tải 0.4kV, vì vậy làm trầm trọng

hơn độ chênh lệch điện áp tương đối giữa chế độ max và min.

Để đảm bảo chất lượng điện năng cần phải nghiên cứu chi tiết rất nhiều

vấn đề. Trong các tiêu chuẩn về chất lượng điện năng thì độ lệch điện áp ảnh

hưởng rất lớn đến các chỉ tiêu kinh tế của lưới điện. Với cấu trúc phức tạp của

lưới điện phân phối và những diễn biến đa dạng của độ lệch điện áp cần phải có

sự nghiên cứu kỹ lưỡng trước khi tiến hành những hiệu chỉnh cần thiết để nâng

cao chỉ tiêu chất lượng, tiết kiệm kinh phí đầu tư. Đáp ứng những đòi hỏi xuất

phát từ thực tế vận hành lưới điện phân phối, luận văn này sẽ nghiên cứu các

phương pháp đánh giá chất lượng điện năng của lưới điện, xây dựng chương

trình tính toán trên máy tính, áp dụng nghiên cứu chất lượng điện áp ở lưới

phân phối có nhiều cấp điện áp [110kV

35kV

6(10)kV

0.4kV] và đề

xuất các biện pháp cải tạo để nâng cao chất lượng điện áp.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

CHƢƠNG 2

LÝ THUYẾT CHUNG VỀ CHẤT LƢỢNG ĐIỆN NĂNG VÀ ĐIỀU

CHỈNH CHẤT LƢỢNG ĐIỆN NĂNG

2.1 Chất lượng điện năng

Lưới điện được đánh giá theo 4 tiêu chuẩn chính:

1-An toàn điện.

2-Chất lượng điện năng.

3-Độ tin cậy cung cấp điện.

4-Hiệu quả kinh tế.

Chất lượng điện áp là một chỉ tiêu trong tiêu chuẩn chất lượng điện năng,

nó được đánh giá bởi các chỉ tiêu sau:

1-Độ lệch điện áp trên cực của thiết bị dùng điện so với điện áp định mức.

2-Độ dao động điện áp.

3-Độ không đối xứng.

4-Độ không sin (sự biến dạng của đường cong điện áp, các thành phần sóng hài

bậc cao ...)

Chất lượng cung cấp điện bị ảnh hưởng đáng kể bởi chất lượng điện áp

cung cấp cho khách hàng, nó bị tác động bởi các thông số trên các đường d ây

khác nhau. Có thể có các dạng như: sự biến đổi dài hạn của điện áp so với điện

áp định mức, điện áp thay đổi đột ngột, những xung dốc dao động hoặc điện áp

ba pha không cân bằng. Hơn nữa tính không đồng đều như tần số thay đổi, sự

không tuyến tính của hệ thống hoặc trở kháng phụ tải sẽ làm méo dạng sóng

điện áp, các xung nhọn do các thu lôi sinh ra cũng có thể được lan truyền trong

hệ thống cung cấp. Các trường hợp này được mô tả trong hình vẽ H 2.1 sau

đây:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

H 2.1: Dạng sóng điện áp lý tưởng và các thay đổi của điện áp

a Dạng sóng điện áp lý tưởng.

b Các dạng thay đổi của sóng điện áp.

Các xung nhọn, xung tuần hoàn và nhiễu tần số cao có tính chất khu vực.

Nó được sinh ra một số do quá trình phóng điện của các thu lôi, do tác động

đóng cắt của các van điện tử công suất, do hồ quang của các điện cực vì vậy chỉ

có thể lan truyền trong phạm vi và thời điểm nhất định. Cũng như vậy sự biến

đổi tần số thường do các lò trung, cao tần sinh ra và mức độ lan truyền cũng

không lớn. Đối với hiện tượng điện áp thấp và điện áp cao thì có thể xảy ra ở

mọi nơi và xuất hiện dài hạn.

Để ngăn ngừa các hiệu ứng có hại cho thiết bị của hệ thống cung cấp

trong một mức độ nhất định, luật và các quy định khác nhau đã tồn tại trong các

vùng khác nhau để chắc rằng mức độ của điện áp cung cấp không được ra

ngoài dung sai đã quy định. Các đặc tính của điện áp cung cấp được chỉ rõ

trong các tiêu chuẩn chất lượng điện áp thường được mô tả bởi tần số, độ lớn,

dạng sóng và tính đối xứng của điện áp 3 pha. Trên thế giới có sự dao động

tương đối rộng trong việc chấp nhận các dung sai có liên quan đến điện áp. Các

tiêu chuẩn luôn luôn được phát triển hợp lý để đáp lại sự phát triển của kỹ

thuật, kinh tế và chính trị.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Bởi vì một vài tình tiết ảnh hưởng đến điện áp cung cấp là ngẫu nhiên

trong thời gian và không gian (vị trí) nên một vài đặc trưng có thể được mô tả

trong các tiêu chuẩn với các tham số tĩnh để thay thế cho các giới hạn đặc biệt.

Một khía cạnh quan trọng trong việc áp dụng các tiêu chuẩn là để xem xét ở nơi

nào và ở đâu trong mạng cung cấp, các đặc tính của điện áp là định mức. Tiêu

chuẩn châu Âu EN50160 chỉ rõ các đặc điểm của điện áp ở các đầu cuối cung

cấp cho khách hàng dưới các điều kiện vận hành bình thường. Các đầu cuối

cung cấp được định nghĩa là điểm kết nối của khách hàng nối vào hệ thống

cộng cộng.

EN50160 chỉ ra rằng, trong các thành viên của Eropean Communities -

Cộng đồng Châu Âu, dải biến đổi giá trị hiệu dụng (RMS) của điện áp cung cấp

trong 10 phút (điện áp pha hoặc điện áp dây) là Vn ± 10% với 95% thời gian

trong tuần. Với hệ thống 3 pha 4 dây, Vn = 230 V giữa pha và trung tính. Nói

đúng ra, điều này có nghĩa là mỗi tuần có hơn 8 giờ không có giới hạn cho giá

trị của điện áp cung cấp. Cũng có một số chỉ trích rằng dung sai điện áp Vn ±

10% là quá rộng. Đến năm 2006, điện áp danh định và dung sai có thể sẽ khác,

các giá trị đã bắt đầu cao hơn phù hợp hơn với HD472S1. Trong thời gian

chuyển tiếp, các vùng có hệ thống 220/380V có thể sẽ đưa ra điện áp 230/400

V +6%/-10%, các vùng khác có hệ thống 240/415V sẽ đưa ra điện áp 230/400

V +10%/-6%.

Tần số của hệ thống cung cấp phụ thuộc sự tương tác giữa các máy phát

và phụ tải, giữa dung lượng các máy phát và nhu cầu của phụ tải. Điều này có

nghĩa là sẽ khó khăn hơn cho các hệ thống nhỏ, cô lập, để duy trì chí nh xác tần

số so với các các hệ thống nối liền đồng bộ với một hệ thống lân cận. Trong

Eropean Communities - Cộng đồng Châu Âu tần số danh định (định mức) của

điện áp cung cấp được quy định là 50Hz. Theo EN50160 giá trị trung bình của

tần số cơ bản đo được trong thời gian hơn 10s với hệ thống phân phối nối liền

đồng bộ với một hệ thống lân cận là 50Hz±1% trong suốt 95% thời gian trong

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

tuần và 50Hz+4% /-6% trong 100% thời gian trong tuần. Hệ thống phân phối

không nối liền đồng bộ với một hệ thống lân cận có dải dung sai tần số là ±2%.

Dung sai tần số của EN50160 cũng giống với quy định hiện thời của các nước

thành viên.

Trong một series nghiên cứu về sự mức độ thay đổi điện áp ở khách

hàng, một công ty điện lực Anh đã ghi lại các giá trị điện áp cực đại và c ực tiểu

của một số khách hàng mỗi giờ một lần. Từ các thông tin giá trị trung bình của

điện áp cực đại và cực tiểu trên khách hàng vẽ được đồ thị như hình H 2.2:

H 2.2: Sự thay đổi của điện áp trên phụ tải trong ngày

Từ đồ thị biểu diễn trên ta nhận thấy sự phụ thuộc của giá trị điện áp vào

các thời điểm trong ngày, hay nói khác hơn là phụ thuộc vào quy luật hoạt động

của phụ tải.

Tại Việt Nam, chất lượng điện năng được quy định trong Luật Điện lực,

Quy phạm Trang bị điện và Tiêu chuẩn kỹ thuật điện (TCKTĐ) như sau:

1-Về điện áp:

Trong điều kiện vận hành bình thường, điện áp được phép dao động

trong khoảng 5% so với điện áp danh định và được xác định tại phía thứ cấp

của máy biến áp cấp điện cho bên mua hoặc tại vị trí khác do hai bên thỏa

thuận trong hợp đồng khi bên mua đạt hệ số công suất (cos )

0,85 và thực

hiện đúng biểu đồ phụ tải đã thỏa thuận trong hợp đồng.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Trong trường hợp lưới điện chưa ổn định, điện áp được dao động từ +5%

đến -10%.

2-Về tần số: trong điều kiện bình thường, tần số hệ thống điện được dao

động trong phạm vi 0,2Hz so với tần số định mức là 50Hz. Trường hợp hệ

thống chưa ổn định, cho phép độ lệch tần số là 0,5Hz.

3-Trong trường hợp bên mua cần chất lượng điện năng cao hơn tiêu

chuẩn quy định tại các khoản 1 và 2, điều này, các bên phải thỏa thuận trong

hợp đồng.

Với các quy định trên ta nhận thấy tiêu chuẩn chất lượng điện năng của

nước ta khá cao so với tiêu chuẩn của cộng đồng châu Âu.

Lưới điện khu vực Thái Nguyên có tất cả những biến động của điện áp

như đã mô tả ở trên. Điện áp thấp thường thấy ở các khu vực cuối các đường

dây dài cấp điện cho các khu vực nông thôn, vùng núi. Điện áp cao xuất hiện

tại các phụ tải gần đầu nguồn do điều áp dưới tải không phù hợp, do đặt đầu

phân áp chưa hợp lý, hoặc do vận hành quá bù ở các trạm phân phối gần đâu

nguồn. Dao động điện áp, xung điện áp, sóng hài, thường xuất hiện tại các khu

vực công nghiệp Gò Đâm, Sông Công, Gang Thép do quá tải các máy biến áp

phân phối, do vận hành các lò hồ quang điện, lò trung tần để sản xuất thép.

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

2.2 Độ lệch điện áp

2.2.1 Độ lệch điện áp tại phụ tải

Điện áp thực tế trên cực của các thiết bị điện so với điện áp định mức.

U là điện áp thực tế trên cực thiết bị điện. Độ lệch điện áp phải thoả mãn điều

kiện:

là giới hạn trên và giới hạn dưới của độ lệch điện áp.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Tiêu chuẩn về độ lệch điện áp của các nước khác nhau là khác nhau. Luật Điện

lực, Quy phạm Trang bị điện và Tiêu chuẩn kỹ thuật điện quy định điện áp

(thường được xác định tại điểm đo đếm) dao động ±5% so với điện áp định

mức trong chế độ vận hành bình thường và +5%, -10% so với điện áp định mức

với lưới chưa ổn định.

Vậy độ lệch điện áp trong chế độ vận hành bình thường là:

2.2.2 Độ lệch điện áp trong lưới hạ áp

Lưới phân phối hạ áp cấp điện cho hầu hết thiết bị điện. Trong lưới phân

phối hạ áp chỗ nào cũng có thể đấu nối thết bị sử dụng điện, vì vậy trong toàn

bộ lưới phân phối hạ áp và trong mọi thời gian, điện áp phải thoả mãn tiêu

chuẩn:

với x - địa điểm; t- thời gian.

Song ta thấy rằng có hai vị trí và hai thời điểm mà ở đó chất lượng điện

áp đáp ứng yêu cầu thì tất cả các vị trí còn lại và trong mọi thời gian sẽ đảm

bảo đạt yêu cầu về độ lệch điện áp. Đó là điểm đầu lưới (điểm B) và điểm cuối

lưới (điểm A) trong hai chế độ max và min của phụ tải.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Trạm phân phối Lƣới hạ áp

Miền CLĐA

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

B

A

U+

1

3

U+

2

Miền CLĐA

Pmin

P Pmax

UH1

UH2

U-

H 2.3

H 2.4

Phối hợp các điều kiện trên ta lập thành 4 tiêu chuẩn, trong đó quy ước

số 1 chỉ chế độ max, số 2 chỉ chế độ min:

(1)

Từ đồ thị trên ta nhận thấy độ lệch điện áp phải luôn nằm trong vùng

gạch chéo trên H 2.3 gọi là miền chất lượng.

Nếu sử dụng tiêu chuẩn (1) thì phải đo đạc điện áp tại 2 điểm A và B

trong cả 2 chế độ max và min.

Giả thiết rằng tổn thất điện áp trên lưới hạ thế được cho trước, ta chỉ

đánh giá tổn thất điện áp trên lưới trung áp. Vì vậy ta có thể quy đổi về đánh

giá CLĐA chỉ ở điểm B là điểm đầu của LPP hạ áp và cũng là điện áp trên

thanh cái 0,4kV của trạm phân phối.

Ta biết rằng:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

(2)

Với

là tổn thất trên lưới hạ áp.

Thay vào (1):

Chuyển

và

sang hai vế:

Ta nhận thấy nếu 2 bất phương trình trên thoả mãn vế trái thì 2 bất

phương trình sau cũng thoả mãn, còn nếu 2 bất phương trình sau thoả mãn vế

phải thì 2 phương trình trên cũng thoả mãn, do đó tiêu chuẩn CLĐA chỉ còn là:

(3)

Trên H 2.2 là đồ thị biểu diễn tiêu chuẩn (3), chế độ max ứng với công

suất Pmax còn chế độ min ứng với công suất Pmin của phụ tải.

Tiêu chuẩn này được áp dụng như sau: Cho biết

ví dụ 5% theo tiêu

chuẩn tổn thất điện áp trên lưới hạ áp. Biết Pmax, Pmin ta sẽ tính được

, sau đó lập đồ thị đánh giá chất lượng điện áp như trên H 2.4

(Pmin/Pmax)/

Sau đó đo điện áp trên thanh cái trạm phân phối trong ché độ max và min, tính

UB1 và UB2. Đặt 2 điểm này vào đồ thị rồi nối chúng bằng một đường thẳng, đó

là đường điện áp thực tế. Nếu đường này nằm gọn trong miền CLĐA thì CLĐA

của lưới phân phối đạt yêu cầu (đường 1) nếu có phần nằm ngoài như đường 2

và 3 thì CLĐA không đạt yêu cầu. Tuỳ theo vị trí của đường điện áp mà ta có

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

thể rút ra cách thức cải thiện điện áp. Ví dụ với đường 2 điện áp không đạt yêu

cầu song ta có thể cải thiện bằng cách thay đổi đầu phân áp cố định của máy

biến áp phân phối, cụ thể là dùng nấc điện áp ra cao hơn, đường điện áp sẽ tịnh

tiến lên trên và đi vào miền CLĐA. Trong trường hợp của đường 3 thì không

thể thay đổi đầu phân áp cố định để cải thiện CLĐA được vì nếu đạt trong chế

độ max thì chế độ min sẽ quá áp, nếu đạt trong chế độ min thì chế độ max điện

áp sẽ thấp. Trong trường hợp này ta chỉ có thể dùng biện pháp xoay ngang

đường điện áp bằng các biện pháp như điều áp dưới tải ở các trạm biến áp,

dùng tụ có điều chỉnh, hoặc tăng tiết diện dây dẫn để giảm tổn thất điện áp.

2.2.3-Diễn biến của điện áp trong lưới điện

Xét lưới điện phân phối như trên H 2.5

H 2.5: Diễn biến điện áp dọc theo lưới điện

Ở chế độ max, nhờ bộ điều áp dưới tải ở các trạm 110kV nên điện áp đầu

nguồn đạt độ lệch E1 so với điện áp định mức. Khi truyền tải trên đường dây

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

trung áp, điện áp sụt giảm một lượng là UTA làm điện áp thanh cái đầu vào

máy biến áp phân phối giảm xuống (đường 1), nhưng tại máy biến áp phân

phối có các đầu phân áp cố định nên điện áp có thể tăng lên (hoặc giảm, tuỳ

theo vị trí đầu phân áp) đến điện áp Ep1, ở đầu ra của máy biến áp phân phối

điện áp giảm xuống do tổn thất điện áp UB1 trong máy biến áp phân phối. Đến

điểm A ở cuối lưới phân phối hạ áp điện áp giảm xuống thấp hơn nữa do tổn

thất UH1 trên lưới hạ áp.

Ở chế độ min cũng tương tự, ta có đường biểu diễn điện áp là đường 2.

Nếu đường điện áp nằm trọn trong miền chất lượng điện áp (miền gạch chéo)

thì CLĐA đạt yêu cầu, ngược lại là không đạt, cần phải có các biện pháp điều

chỉnh.

Áp dụng tiêu chuẩn (1) ta có thể đánh giá được chất lượng điện áp tại các

nút cung cấp điện cho phụ tải và có thể chọn được đầu phân áp thích hợp với

cấu trúc lưới phân phối và các thông số vận hành cho trước. Song với tiêu

chuẩn này ta không so sánh được hiệu quả của các biện pháp điều chỉnh điện áp

và không thể lập mô hình tính toán để giải trên máy tính điện tử. Để khắc phục

ta đưa ra tiêu chuẩn tổng quát sau:

Từ sơ đồ trên ta có thể lập các biểu thức tính toán:

(4)

Xét thêm độ không nhạy ε của thiết bị điều áp ta rút ra 2 tiêu chuẩn:

(5)

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Tiêu chuẩn (5) cho phép đánh giá chất lượng điện áp của toàn lưới hạ áp

tại điểm B là thanh cái ra của máy biến áp hạ áp khi đã biết tổn thất điện áp

trong lưới hạ áp ở chế độ max ΔU1 và chế độ min ΔU2.

H 2.6

H 2.7

Tiêu chuẩn (5) được vẽ trên hình H 2.6 theo quan hệ với công suất phụ

tải, giả thiết quan hệ này là tuyến tính. Miền gạch chéo lớn là miền Chất lượng

điện áp, nghĩa là khi độ lệch điện áp nằm trong miền này thì chất lượng, có

nghĩa là khi độ lệch điện áp tại B nằm trong miền này thì chất lượng điện áp

trong toàn lưới hạ áp được đảm bảo và ngược lại.

Tiêu chuẩn này được vẽ trên hình H 2.7 với trục ngang là độ lệch điện áp ΔUB1.

chất lượng điện áp được đảm bảo khi UB1 nằm trong miền gạch chéo giữa U- + ΔU1 + ε và U+ - ε.

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

2.3 Các phương pháp điều chỉnh độ lệch điện áp

Trong các công thức (4) ta nhận thấy tất cả các thành phần đều có thể

thay đổi để điều chỉnh chất lượng điện áp.

Để điều chỉnh điện áp ta có thể áp dụng các phương pháp sau:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

1-Điều chỉnh điện áp đầu nguồn E1 và E2 bằng cách điều áp dưới tải tự

động hoặc bằng tay ở các trạm 110(220)kV.

2-Đặt đúng đầu phân áp cố định của máy biến áp phân phối để đạt độ

tăng thêm điện áp Ep.

3-Lựa chọn tiết diện dây dẫn hợp lý để điều chỉnh tổn thất điện áp trên

lưới trung áp và hạ áp. U trên lưới trung áp và hạ áp phải nhỏ hơn tổn thất

điện áp cho phép tương ứng UTACP và UHACP.

Đó là 3 biện pháp chính được phối hợp sử dụng để điều chỉnh điện áp.

Trong những trường hợp riêng mà các biện pháp này không đạt hiệu quả thì có

thể áp dụng các biện pháp phụ thêm là:

4-Bù công suất phản kháng ở phụ tải.

5-Bù dọc trên đường dây trung áp.

6-Dùng các máy biến áp chuyên dùng để tự động điều chỉnh điện áp.

Bộ các đại lượng E, Ep và UTACP, UTACP quyết định chất lượng điện

áp, chúng được xác định đồng bộ với nhau. Ở mỗi hệ thống điện, theo điều kiện

riêng, các đại lượng này có giá trị khác nhau.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

CHƢƠNG 3:

NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ CHẤT LƢỢNG ĐIỆN ÁP VÀ CÁC GIẢI

PHÁP ĐIỀU CHỈNH ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRONG LƢỚI ĐIỆN

PHÂN PHỐI TỈNH THÁI NGUYÊN

Trong chương này luận văn sẽ tìm hiểu và đánh giá lại điện áp một số

nút chính trên lưới điện phân phối tỉnh Thái Nguyên, nghiên cứu các phương

pháp tính toán đánh giá chất lượng điện áp và các giải pháp cải thiện chất lượng

điện áp phù hợp với đặc điểm của lưới điện tỉnh Thái Nguyên. Trong chương

này luận văn cũng giới thiệu về ứng dụng phần mền tính toán lưới điện Conus

vào việc tính toán lưới điện khảo sát.

3.1 Kiểm tra độ lệch điện áp của các trạm hạ áp trên lưới Thái Nguyên

Với phương pháp tính truyền thống về diễn biến điện áp trên lưới trung áp đã

trình bày ở trước, ta có thể xét các chỉ tiêu chất lượng điện áp trên các nút như sau:

Do đo đạc và tính toán ta biết: E1, E2, UTA1, UTA2, UH1, UH2, UB1,

UB2, Pmin, Pmax. Từ các số liệu này tính UB1, UB2 sau đó xây dựng đồ thị chất

lượng điện áp.

Miền chất lượng điện áp bị chặn trên bởi U+ và chặn dưới bởi đường nối hai

điểm:

và

Xác định điểm

và

, nối lại ta được đường điện áp. Dựa

trên đường điện áp này để phân tích kết quả và rút ra kết luận điều chỉnh.

Với giả thiết rằng lưới phân phối hạ áp là tốt, và tổn thất điện áp lưới hạ áp

là:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Ta sẽ nghiên cứu riêng lưới phân phối trung áp và đề ra các biện pháp

nhằm đáp ứng độ lệch điện áp là 5% trên phụ tải.

Vậy tiêu chuẩn đánh giá chất lượng điện áp là:

0% UB1 5%

2,5%

UB2

Từ các số liệu đo được trên thanh cái 0,4kV của các trạm thuộc các đường dây

khu vực Võ Nhai (Bảng 3.1) và Đồng Hỷ (Bảng 3.2) lập đồ thị biểu diễn chất

lượng điện áp một số trạm như sau:

Umin pha (V) Umax pha(V)

Trạm

STT 1 2 3

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Bảng 3.1 ĐIỆN ÁP TRÊN THANH CÁI HẠ ÁP CÁC TRẠM HẠ ÁP (35/0,4 kV) KHU VỰC VÕ NHAI TẠI CÁC CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI CỰC ĐẠI VÀ CỰC TIỂU (cos = 0,8) I max (A) 50.15 26.5 32

A(kWh) 75360 58000 150000

206.21 213.9 211 219.39 219.39 219.39

4 5 58584 163040 215.6 200.9 219.39 219.39 22 46.7 6 144684 212.74 219.39 28 7 180360 214 219.39 58.5

8 9 191380 506320 214.2 213.6 219.39 219.39 56.3 152.8 10 67640 212.9 219.39 27

11 12 128040 367164 212.3 216.6 219.39 219.39 27 62.5 13 38000 212.5 219.39 21.6 14 137760 216 219.39 58.8

15 16 372480 676800 210.3 207.6 219.39 219.39 103.6 79.8 17 452400 201 219.39 123.1 18 135572 215.5 219.39 373

19 20 225376 44720 214.5 217.2 219.39 219.39 94.8 11.2 21 108960 215.3 219.39 24.1 22 264816 213.5 219.39 81.7

23 24 81920 141952 146 120.8 219.39 219.39 34.6 43.4 25 124892 167 219.39 25.2

Má bÏn Na mä II Lµng trµng Khu«n ruéng Na mä I §ång Ðn Lµng ®Ìn Lµng hang La hiªn I CÇu nhä Má ®inh Lµng chiÒng Chßi hång La hiªn III UBND HuyÖn Thi trÊn ®×nh c¶ 2 L©u thîng Phó thîngIII Phó thîng I Phó thîng IV Lß g¹ch la hiªn II Ban Nhau UB Liªn Minh B¶n Th©m Na Ca Na MÊy Na §ång §ång ruéng

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

26 27 56400 47960 178.6 181.8 219.39 219.39 19.6 17.3 28 33080 179 219.39 19.6 29 37188 213.1 219.39 54.8

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Bảng 3 .2 ĐIỆN ÁP TRÊN THANH CÁI HẠ ÁP CÁC TRẠM HẠ ÁP KHU VỰC = 0,78) ĐỒNG HỶ Ở CÁC CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI CỰC ĐẠI VÀ CỰC TIỂU (cos

STT

Trạm

A(kWh)

Umax pha (V) Umin pha(V)

I max (A)

ThÞ trÊn 1 909396.3 207.6 230.97 262 1

503981.3 202 230.88 221 2 ThÞ trÊn 3

731251.5 201.74 219.56 211 3 NhÞ hoµ 1

272079.5 215.9 230.89 151 4 NhÞ hoµ 2

T©n thÞnh 195275.8 216.18 230.56 93 5

Khe qu©n 133167 206.64 230.62 74 6

116706.9 209.97 219.51 89 7 V©n kh¸nh

811014.3 213.25 230.25 284 8 Tr¹i cau 1

Nói voi 2 618124 191.5 219.56 245 9

Tæ 16 T/cau 135500.9 219.15 230.98 143 10

181595.7 221.47 230.49 226 11 Tæ 14 T/cau

625275.7 188.42 230.65 336 12 Trung t©m T/cau

205904.6 220.97 230.74 134 13 Xãm 5 S«ng cÇu

Trung t©m S/cÇu 551847.1 206.27 230.89 264 14

152837.2 218.32 219.55 133 15 Xãm v¶i

238202.5 218.38 230.49 155 16 Gèc vèi

196094.5 187.85 230.56 143 17 Cæ rïa

UB x· Cao ng¹n 186636.1 205.76 219.44 161 18

544429.8 208.8 230.25 262 19 Chïa Hang 4

492128.7 195.29 219.46 300 20 BÖnh viÖn 2

384636.8 191.56 230.11 185 21 Linh nham

Khu DC Q/khu 1 751006.5 228 230.76 221 22

BÖnh viÖn 1 695613.2 214.6 230.58 175 23

740590.3 206.99 230.14 188 24 §ång bÈm 1

178423.9 205 230.89 110 25 §ång bÈm 2

§ång bÈm 3 452464.2 203.1 230.25 234 26

Nói voi 1 634888.9 208 219.05 276 27

366051.8 214.77 219.55 144 28 Lµng ®«ng

829597.4 194.66 230.78 206 29 Chïa hang 5

472763.2 177.63 230.56 216 30 Gia bÈy

ThÞ trÊn 2 1017053 196.1 230.46 323 31

216251.8 215.18 219.8 164 32 Cao ng¹n I

157951.8 213.36 230.5 170 33 Cao ng¹n II

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

189929.8 216.82 230.81 156 34 Huèng trung

Bảng 3.3

Điện áp

Dòng điện

Điện năng

Tên trạm

0,4kV ở chế

0.4kV ở chế

chế độ

(kWh)

độ min (%)

độ max (%)

max (A)

-0.28

-6.27

50.2

75360

-0.28

-8.68

46.7

163040

-0.28

-5.64

79.8

676800

-0.28

-8.64

123.1

452400

-0.28

-3.14

54.8

37188

Má bÏn Na mä I Thi trÊn ®×nh c¶ 2 L©u th îng §ång ruéng

H 3.1 Đồ thị chất lượng điện áp của một số trạm đo tại thanh cái hạ áp

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Từ đồ thị ta nhận thấy trạm Đồng ruộng đạt yêu cầu chất lượng điện áp

so với quy định của TCKTĐ.

Các trạm còn lại không đạt yêu cầu khi vận hành ở chế dộ max song ta

có thể cải thiện bằng cách thay đổi nấc phân áp của máy biến áp phân phối,

điện áp sẽ đạt yêu cầu.

Đặc biệt trạm Na Mọ điện áp đạt yêu cầu ở chế độ min nhưng ở chế độ

max điện áp quá thấp. Với trạm này thay đổi đầu phân áp không đạt kết quả

mong muốn do đường đặc tính quá dốc, có thể cải thiện điện áp bằng các đặt

một thiết bị bù ở phụ tải.

Một số trạm cấp điện hạ áp phục vụ phụ tải hỗn hợp sinh hoạt và công

sở, các phụ tải được đấu nối ở mọi nơi trên đường dây 0,4kV. Vi vậy phải xét

đến tổn thất điện áp trên lưới hạ áp. Với giả thiết sụt áp trên lưới hạ áp UH1 =

5%; UH2 = 2,5%; ta lập đồ thị chất lượng điện áp ở một số trạm sinh hoạt khu

vực Đồng Hỷ.

Bảng 3.4

Điện áp

Dòng điện

Điện năng

Tên trạm

0,4kV ở chế

0.4kV ở chế

chế độ

(kWh)

độ min(%)

độ max (%)

max (A)

ThÞ trÊn 1

4.99

-5.64

262

909396.3

ThÞ trÊn 3

4.95

-8.18

221

503981.3

4.83

-6.07

133167

Khe qu©n

NhÞ hoµ 2

4.95

-1.86

151

272079.5

T©n thÞnh

4.80

-1.74

195275.8

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

H 3.2 Đồ thị chất lượng điện áp của một số trạm sinh hoạt

Các trạm 35/0.4kV đều không đạt yêu cầu chất lượng điện áp so với quy

định của TCKTĐ.

Điện áp ở chế độ min đạt yêu cầu nhưng ở chế độ max điện áp quá thấp.

Với các trạm này thay đổi đầu phân áp chỉ có tác dụng một phần và cần kết hợp

với các phương pháp khác để đạt được kết quả mong muốn.

Đồ thị chất lượng điện áp của một số trạm hạ áp trên đường dây 675

(Bảng 3.5) được xây dựng như sau:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Bảng 3.5 ĐIỆN ÁP TRÊN THANH CÁI HẠ ÁP CÁC TRẠM HẠ ÁP (6/0,4 kV) TRÊN ĐƢỜNG DÂY 675 TẠI CÁC CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI CỰC ĐẠI VÀ CỰC TIỂU

STT

Trạm

Loại MBA Umax pha (V) Umin pha(V)

I max (A)

a53 Bệnh viện Bình minh Đá xẻ Hoà bình 1 Hoà binh 2 Khe mo L575 Linh nham Minh lập Minh lý Minh tiến Phúc thành Quân khu 2 TT Sông cầu 1 TT Sông cầu 2 TT Sông cầu 3 T601 Tân long TT Sông cầu 4 v5 Văn hữu X81 Xi măng BT

50-6/0,4 250-6/0,4 180-6/0,4 400-6/0,4 250-6/0,4 180-6/0,4 250-6/0,4 320-6/0,4 180-6/0,4 180-6/0,4 180-6/0,4 180-6/0,4 180-6/0,4 180-6/0,4 320-6/0,4 100-6/0,4 100-6/0,4 180-6/0,4 100-6/0,4 250-6/0,4 100-6/0,4 100-6/0,4 180-6/0,4 560-6/0,4

350 387 336 369 328 327 368 372 375 330 328 331 371 355 335 333 332 342 340 352 352 341 368 352

387 396 383 391 381 381 391 392 393 382 381 382 392 388 383 383 382 385 384 387 387 384 391 387

20 160 50 250 80 80 200 120 140 60 80 50 80 250 100 60 50 80 80 200 60 70 200 20

Bảng 3.6

Điện áp

Dòng điện

Tên trạm

0,4kV ở chế

0.4kV ở chế

chế độ

Lo¹i MBA

độ min(%)

độ max (%)

max (A)

250-6/0,4

4.1

1.8

160

BÖnh viÖn

1.8

-13.7

560-6/0,4

Xi m¨ng B¾c Th¸i

180-6/0,4

0.4

-7.3

Minh lý

320-6/0,4

S«ng CÇu

0.8

-11.8

100

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

H 3.3 Đồ thị chất lượng điện áp của một số trạm đo tại thanh cái hạ áp

Từ đồ thị ta nhận thấy trạm Bệnh viện đạt yêu cầu chất lượng điện áp.

Trạm Xi măng BT không đạt yêu cầu khi vận hành ở chế dộ max, có thể

cải thiện bằng thay đổi nấc phân áp của máy biến áp phân phối.

Các trạm Sông cầu 1, Minh lý điện áp đạt yêu cầu ở chế độ min nhưng ở

chế độ max điện áp quá thấp. Với các trạm này thay đổi đầu phân áp không đạt

kết quả.

Với trạm cấp điện hạ áp phục vụ phụ tải hỗn hợp sinh hoạt và công sở

đấu nối đường dây 0,4kV, ta xét đến tổn thất điện áp trên lưới hạ áp. Với giả

thiết sụt áp trên lưới hạ áp UH1 = 5%; UH2 = 2,5%; ta lập đồ thị chất lượng

điện áp ở một số trạm sinh hoạt trên đường dây 381 Quan Triều và 675 Chùa

Hang:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Bảng 3.7

Tên trạm

Thị trấn 1

Thị trấn 3

Thị trấn 4

Loại máy biến áp 320-35/0,4 180-35/0,4

250-6/0,4

Điện áp 0.4kV ở chế độ min (%)

104.8

104.9

101.8

Điện áp 0.4kV ở chế độ max (%)

102.6

102.4

92.6

Dòng điện 0.4kV chế độ min (A)

Dòng điện 0.4kV chế độ max (A)

280

200

Điện năng (kWh)

570,720.0 261,432.0

284,000.0

H 3.4 Đồ thị chất lượng điện áp của một số trạm sinh hoạt

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Kết luận: Đường đặc tính điện áp của các trạm trên cùng đường dây rất

khác nhau, không thể áp dụng chung một biện pháp điều chỉnh. Vì vậy cần thiết

phải tính toán toàn bộ đường dây khảo sát và phân tích đề ra các biện pháp điều

chỉnh phù hợp.

3.2 Các phƣơng pháp tính toán và kiểm tra chất lƣợng điện áp trên lƣới

trung áp

3.2.1 Tính toán thông số các phần tử trên lưới phân phối

Trên lưới phân phối, các phần tử chủ yếu là máy biến áp và đường dây, nên ta

chỉ xét hai phần tử này trong tính toán thông số phần tử và sơ đồ thay thế.

1. Tính toán các thông số của đường dây và sơ đồ thay thế:

Trong lưới trung áp hầu hết chỉ sử dụng máy biến áp hai cuộn dây, vì vậy ta chỉ

phân tích các thông số của loại máy biến áp này.

Máy biến áp hai cuộn dây được thay thế bằng sơ đồ hình

với các tham

số Rb, Xb, Gb, Bb theo sơ đồ trên hình vẽ:

H 3.5 Sơ đồ thay thế hình

Theo cấu trúc sơ đồ hình h.11 ta có:

Zb = Rb + jXb

Yb = Gb + jBb

Các thông số được xác định như sau:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

a, Điện trở tác dụng Rb

Tổn thất công suất tác dụng trong các cuộn dây máy biến áp được xác định từ

thí nghiệm ngắn mạch:

Với Rb - tổng trở tác dụng của cuộn dây sơ và thứ cấp đã quy đổi về phía điện

áp cao (

Công suất định mức của máy biến áp :

Vậy

b, Điện kháng Xb:

Điện áp giáng trên điện kháng của máy biến áp tính theo phần trăm điện áp

định mức:

Trong đó Xb - tổng điện kháng của bên sơ cấp và thứ cấp đã quy đổi về phía

điện áp cao (

Uf - điện áp pha định mức phía cao áp.

Vậy ta có:

Điện áp ngắn mạch phần trăm so với điện áp định mức được xác định từ công

thức:

Nhưng với các máy biến áp công suất lớn, thành phần điện áp giáng trên điện

trở rất nhỏ so với thành phần điện áp giáng trên điện kháng (

), do đó

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

thường không xét đến Ur và lấy Ux = UN. Vì vậy điện kháng của máy biến áp

hai cuộn dây là:

c, Điện dẫn tác dụng Gb:

Tổn thất tác dụng khi không tải của máy biến áp là:

Vì vậy, điện dẫn tác dụng của máy biến áp là:

d, Điện dẫn phản kháng Bb:

Vì điện dẫn tác dụng Gb rât nhỏ so với điện dẫn phản kháng nên có thể

cho rằng dòng điện không tải I0chỉ chạy qua điện dẫn phản kháng Bb. Khi đó

công suất từ hoá máy biến áp bằng:

Trong đó I0 là dòng điện không tải phần trăm so với dòng định mức.

Hơn nữa, công suất từ hoá bằng:

Nên:

Điện áp trong mạng điện sai lệch không nhiều so với điện áp định mức nên ta

có thể dùng sơ đồ thay thế của máy biến áp hai cuộn dây như hình h.12 :

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

H 3.6 Sơ đồ thay thế của máy biến áp 2 cuộn dây

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Trong đó S0 là là phụ tải đặc trưng cho tổn thất không tải của máy biến áp,

R0, X0 là điện trở và điện kháng của máy biến áp, phần tử còn lại là một máy

biến áp lý tưởng không có tổng trở nhưng có tỷ số biến áp k bằng tỷ số biến

của máy biến áp thực, hay bằng tỷ số giữa điện áp danh định cao áp và điện áp

danh định hạ áp:

Tỷ số biến áp của máy biến áp lý tưởng này có thể được thay đổi bằng cách

thay đổi bằng tay đầu phân áp cố định trên máy biến áp khi máy biến áp không

vận hành. Máy biến áp phân phối thường có 2 loại: 3 nấc với mỗi nấc đạt độ

thay đổi điện áp 5% và 5 nấc với mỗi nấc có độ thay đổi 2.5% điện áp.

Điện áp tại điểm x là điện áp tại thanh cái hạ áp đã quy đổi về phía điện áp cao.

Khi tính được điện áp tại điểm x ta sẽ tính được điện áp thực trên thanh cái hạ

áp là:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

3.2.2 Tính toán các chỉ tiêu tổng quát

Việc kiểm tra độ lệch điện áp cho phép đánh giá chất lượng điện áp tại

một phụ tải nào đó có đạt tiêu chuẩn hay không nhưng không cho phép đáng

giá tổng quát toàn bộ một xuất tuyến và không xác định được giá trị điện áp tối

ưu. Vì vậy ta phải tính chỉ tiêu tổng quát.

Áp dụng tiêu chuẩn (5) và gán cho trục dọc giá trị Y1 phụ thuộc UB1

bằng hàm số sau:

(6)

Từ biểu thức trên ta nhận thấy rằng đây là hàm Hyperbol có các tính chất sau:

-Nếu UB1 nằm trong miền chất lượng điện áp thì Y1<1 và có giá trị nhỏ nhất ở

chính giữa miền này, đó là điểm UB0:

) và (

)

-Nếu UB1 bằng đúng giới hạn chất lượng điện áp (

thì Y1=1.

-Nếu UB1 nằm ngoài miền chất lượng điện ápthì Y1>1 và tăng nhanh theo bậc

2 khi chất lượng điện áp suy giảm.

Với các tính chất này Y1 có thể sử dụng làm tiêu chuẩn tổng quát để đánh giá

chất lượng điện áp ở chế độ max và tương tự với chế độ min ta có:

(7)

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Nếu U+ và U- có giá trị đối xứng qua điểm 0 như tiêu chuẩn chất lượng điện

áp ở Việt Nam đã quy định trong nghị định 45CP thì:

(8)

là hệ số tải của máy

Trong biểu thức (8) ΔU2 được thay bằng ΔU1,

biến áp hạ áp. Từ biểu thức này ta có thể xây dựng tiêu chuẩn tổng quát cho chế

độ bất kỳ:

(9)

Trong lưới hạ áp hai chế độ max và min có ý nghĩa quyết định, nếu đảm

bảo chất lượng điện áp ở hai chế độ này thì sẽ đảm bảo chất lượng điện áp ở tất

cả các chế độ còn lại, do đó khi xét chung toàn lưới hạ áp phải xét đồng thời hai

chế độ này. Tiêu chuẩn tổng quát chung cho toàn lưới hạ áp là:

(10)

Y = Y1 + Y2

Các tiêu chuẩn (6)(7) và (8) là các hàm giải tích nên khắc phục được các

nhược điểm của tiêu chuẩn (1)

Ý nghĩa của các tiêu chuẩn (6) và (7) như sau:

Xét chế độ max, giả thiết rằng ở B giữ được độ lệch điện áp tối ưu UB1 =

U1/2, như vậy ở điểm cuối lưới hạ áp, điểm A, dộ lệch điện áp sẽ là:

Như vậy ở chính giữa lưới hạ áp độ lệch điện áp là UB1 = 0, tức là điện áp

tuyệt đối có giá trị định mức. Theo chứng minh bằng thực nghiệm của

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Besnertnui [xxx] thì đại bộ phận điện năng sẽ được tiêu thụ với điện áp định

mức, điều này cũng đúng với các chế độ còn lại.

Đối với lưới phân phối được cung cấp bởi một trạm khu vực có nhiều

máy biến áp hạ áp thì tiêu chuẩn chất lượng điện áp chung được tính như sau:

Trong đó Y(I) là tiêu chuẩn tổng quát của máy biến áp hạ áp được tính theo (7)

hoặc (8); (I) là hệ số trọng:

hoặc

với P(I): công suất phụ tải max

A(I): điện năng tiêu thụ trong thời gian xét.

3.2.3 Điều chỉnh tối ưu độ lệch điện áp

Khi đã biết cấu trúc của lưới phân phối, phụ tải của các máy biến áp hạ

áp ở hai chế độ max và min hoặc phụ tải ở chế độ max và hệ số tải

. Điện áp

đầu lưới phân phối E1, E2 có thể đảm bảo được bởi điều áp dưới tải ở trạm khu

vực, khả năng các đầu phân áp cố định của các máy biến áp, ta cần chọn đầu

phân áp cố định cho từng máy biến áp hạ áp sao cho chất lượng điện áp thoả

mãn tốt nhất hai chế độ max và min, tức là sao cho hàm mục tiêu đạt min:

(14)

Các biến ở đây là số thứ tự của các đầu phân áp của từng máy biến áp hạ

áp thể hiện qua độ tăng thêm điện áp ở máy biến áp hạ áp Ep:

(15)

trong đó Np(I) là số thứ tự đầu phân áp của máy biến áp hạ áp I, E0(I) là độ

tăng thêm điện áp giữa hai đầu phân áp. Np(I) phải thoả mãn các hạn chế:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

(16)

Npmax(I) là số đầu phân áp của máy biến áp hạ áp. Tại Thái Nguyên cũng như

hầu hết mọi nơi ở nước ta dùng 2 loại máy biến áp với

Npmax = 3; E0 = 5%

và Npmax = 5; E0 = 2,5% .

Như vậy các biến là rời rạc và nguyên với bậc là 1. Hơn nữa mọi biến

của Np(I) chỉ có tác dụng đến chất lượng điện áp của riêng từng máy biến áp

hạ áp.

Bài toán này có các đặc điểm:

-Không có dạng hàm tường minh mô tả trực tiếp quan hệ giữa hàm mục

tiêu và các biến.

-Các biến là rời rạc và nguyên.

-Hàm mục tiêu là lồi dạng Hyperbol chỉ có 1 nghiệm tối ưu.

Với bài toán này ta giải bằng cách tìm kiếm dần trên cơ sở đánh giá liên

tục hàm mục tiêu.

3.2.4 Ví dụ tính toán các chỉ tiêu chất lượng điện áp các nút

1. Sơ đồ lưới phân phối

Lưới điện hiện tại vận hành chủ yếu là các thiết bị 3 pha hoặc nếu là phụ

tải một pha thì cũng được phân bố tương đối đều trên cả 3 pha, vì vậy ta giả

thiết lưới điện được vận hành trong chế độ đối xứng. Trong chế độ đối xứng

dòng điện trong dây trung tính bằng 0, dòng điện, điện áp trên cả 3 pha như

nhau, tổn thất điện áp, tổn thất công suất, tổn thất điện năng là như nhau. Vì

vậy sơ đồ thay thế để tính toán lưới điện đối xứng là sơ đồ một sợi.

Lưới điện phân phối khu vực Thái Nguyên cũng như hầu hết các khu vực

khác đều sử dụng hệ thống điều áp dưới tải ở các trạm 110(220)kV nên ta coi

mỗi xuất tuyến của trạm 110kV (hay còn gọi là một lộ, một đường dây) là một

đơn vị lưới phân phối độc lập để tính toán vì sự biến đổi dòng điện, điện áp của

các xuất tuyến độc lập với nhau. Lưới phân phối được mô phỏng bằng thông số

nút và thông số nhánh. Thông số nút chứa đựng điện áp nút và công suất cấp từ

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

nút cho các phần tử ngoài lưới. Thông số nhánh bao gồm thông số điện trở,

điện kháng, dòng điện, tổn thất điện áp của nhánh. Số nhánh được lấy theo số

nút cuối.

Trong một xuất tuyến của lưới phân phối thực tế thường gồm nhiều cấp

điện áp như 35kV, 22kV, 10kV, 6kV và 0.4kV. Để thuận tiện cho tính toán ta

quy đổi thông số lưới về một cấp điện áp cơ sở, thường chọn quy đổi về cấp

điện áp đầu nguồn của xuất tuyến theo công thức:

Trong đó

là tổng trở quy đổi vê điện áp cơ sở của các phần tử nối

giữa nút i và nút j;

là tổng trở thực của phân tử đó;

là tích các tỷ số biến

áp của các máy biến áp nối giữa cấp điện áp cơ sở và cấp điện áp thực của

phân tử

Do điện áp thay đổi không nhiều so với giá trị định mức nên ta có thể lấy

bằng tỷ số điện áp định mức giữa hai cấp:

Với

là điện áp định mức thực của phân tử

là điện áp định mức của điện áp cơ sở.

Từ những kết quả phân tích trên, ta mô phỏng lưới phân phối như ví dụ dưới

đây, Si là công suất tiêu thụ tại nút i (do các phần tử ngoài lưới, bao gồm cả các

phụ tải cao áp như động cơ cao áp, các thiết bị tiêu thụ điện áp cao)

Sơ đồ lưới thực (H 3.7):

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Sơ đồ thay thế của lưới thực (H3.8):

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

2-Tính toán tổn thất điện áp theo công suất

Xuất phát từ các số liệu có thể thu thập được, trong thực tế tính toán, thường

dùng công suất tác dụng và công suất phản kháng. Công suất tác dụng và công

, U là

suất phản kháng ở phụ tải ký hiệu là P2, Q2,

, ở đầu nguồn là P1, Q1,

điện áp dây.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Ta có:

Vì đường dây đồng nhất nên

1 =

2 = .

Từ các công thức trên ta tính được:

Thành phần U được sử dụng như độ sụt áp, có thể tính theo phần trăm của

Uđm như sau:

(17)

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Trong lưới trung áp đến 35kV, tính gần đúng ta lấy U = Uđm của lưới

điện, công suất lấy ở cuối đường dây phía phụ tải, U tính theo (17)

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

3-Chế độ tính toán tổn thất điện áp trong lưới phân phối

a, Các công thức áp dụng trong tính toán:

Trong lưới phân phối đến điện áp 35kV do thành phần dung dẫn và điện dẫn rất

nhỏ, có thể bỏ qua. Điên áp cũng dao đông không lớn quanh giá trị định mức

nên thành phần U của tổn thất điện áp cũng rất nhỏ, có thể bỏ qua. Do đó một

đoạn lưới nằm giữa hai phụ tải liên tiếp có công suất đi qua là P và Q (hình

dưới) có các công thức tính toán như sau:

hoặc

và

1, 2 là hai điểm đầu và cuối của đoạn lưới, dòng công suất đi từ 1 đến 2.

b, Các chế độ cần tính toán, phương pháp tính:

Ta tính toán điện áp tại các phụ tải trên lưới ở hai thời điểm phụ tải cực đại và

phụ tải cực tiểu. Chế độ tính toán này là tính ở chế độ max chung và min chung

của lưới phân phối. Tức là lấy công suất của các phụ tải trong chế độ này thay

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

cho công suất max (min) của chúng để tính. Sử dụng phương pháp này để tính

toán tổn thất điện áp ta sẽ xác định được điện áp trên phụ tải tại các thời điểm

max và min của lưới phân phối.

Theo các số liệu đo đạc thực tế ở trên ta nhận thấy rằng công suất tiêu thụ tại

các phụ tải ở các thời điểm max và min tỷ lệ với điện năng tiêu thụ của phụ tải.

Điều này là hợp lý bởi vì phụ tải liên tục tăng trưởng. Các máy biến áp phân

phối khi thiết kế thường được tính để đáp ứng được mức độ tăng trưởng của

phụ tải ít nhất là sau 5 năm, thường là sau 10 năm. Nếu chỉ tính sau 5 năm với

mức tăng trưởng trung bình tại Thái Nguyên là khoảng 20% mỗi năm thì sau 5

năm công suất yêu cầu của phụ tải đã hơn 2 lần. Như vậy công suất sử dụng khi

mới đóng điện vận hành chưa tới 50% dung lượng tính toán. Trong lưới điện

luôn bao gồm cả máy biến áp mới xây dựng và máy biến áp đã vận hành lâu

năm vì vậy giữa dung lượng định mức của máy biến áp và công suất max, min

không có tỷ lệ như nhau ở các máy biến áp khác nhau.

Với giả thiết biểu đồ phụ tải gần như nhau trong cùng khu vực thì công

suất tỷ lệ với điện năng tiêu thụ. Ta tính phân bố công suất trên các nhánh bằng

cách lấy công suất tại thời điểm max (min) tại đầu nguồn phân chia cho các

nhánh theo tỷ lệ điện năng tiêu thụ đã biết ở các thời gian gần với thời điểm

tính toán.

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

3.5.4 -Ví dụ tính toán

Ví dụ tính tổn thất trên một đường dây có sơ đồ như sau (H 3.9):

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Thông số đầu nguồn:

Công suất max:

Pmax = 800 kW.

Công suất min: Pmin = 400kW.

Điện áp tại thời điểm max và min:

Umax = Umin = 37kV.

Hệ số công suất thời điểm max và min: cos max = cos min = 0.85.

Thông số đường dây và phụ tải:

-Các máy biến áp vận hành ở nấc điện áp định mức, các thông số còn lại như

trên hình vẽ.

Tra bảng:

-điện trở, điện kháng của dây AC50/8 :

r0 = 0.59

x0 = 0.429 (ở điện áp 35kV)

x0 = 0.392 (ở điện áp 6kV)

-thông số quy về phía cao áp của máy biến áp 3200-35/6.3kV: Po=11.5kW;

Pn= 37kW Un =7%; Io=5%

rbT1 = 37*35^2*10^3/3200^2 = 4.42627

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

xbT1 = 7*35^2*10/3200 = 26.79688

-thông số quy về phía cao áp của máy biến áp 100-6/0.4kV: Po=0.45 kW;

Pn = 2.4kW Un =4.5 %; Io=2.4 %

rbT2 = 2.4*6^2*10^3/100^2 = 8.64

xbT2 = 4.5*6^2*10/100 = 16.2

-thông số quy về phía cao áp của máy biến áp 400-6/0.4kV: Po=1.08 kW;

Pn = 5.5kW Un =4.5 %; Io=3 %

rbT3 = 5.5*6^2*10^3/400^2 = 1.2375

xbT3 = 4.5*6^2*10/400 = 4.05

Quy đổi điện trở điện kháng của các nhánh 6kV sang cấp điện áp đầu nguồn

(35kV):

Hệ số quy đổi:

Trở kháng nhánh 2:

R2 = r0*4 = 0.59*4 = 2.36

X2 = x0*4 = 0.429*4 =1.716

Trở kháng nhánh 3:

R3 = rbT1 = 4.42627

X3 = xbT1 = 26.79688

Trở kháng nhánh 4 và 5:

Trở kháng thực

R4 = R5 = r0*2 = 0.59*2 = 1.18

X4 = X5 = x0*2 = 0.392*2 = 0.784

Quy đổi sang điện áp 35kV:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Trở kháng nhánh 6:

Trở kháng thực

R6 = rb = 1.237

X6 = xb = 4.05

Quy đổi sang điện áp 35kV:

Trở kháng nhánh 7:

Trở kháng thực

R7 = rb = 8.64

X7 = xb = 16.2

Quy đổi sang điện áp 35kV:

Tính hệ số biến áp của các máy biến áp ở cấp điện áp đầu nguồn (35kV):

-Hệ số biến áp của máy biến áp T1

Quy đổi điện áp định mức phía hạ thế về 35kV:

Hệ số biến áp của T1:

-Hệ số biến áp của máy biến áp T2 và T3:

Quy đổi điện áp định mức phía cao thế về 35kV:

Quy đổi điện áp định mức phía hạ thế về 35kV:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Hệ số biến áp của T2 và T3:

Mạch điện thay thế (H 3.10):

Giải mạch điện thay thế:

1-Tổng điện năng tiêu thụ trên các phụ tải:

A = A4 + A6 +A7 =300 + 400 + 100 =800kWh.

2-Điện năng truyền dẫn trên các nhánh:

+ANhánh 7 = 100kWh.

+ANhánh 6 = 400kWh.

+ANhánh 5 = ANhánh 6 = 400kWh.

+ANhánh 4 = ANhánh 7 + ANhánh 5 + A nút 4 = 400 + 100 + 300 = 800kWh.

+ANhánh 3 = ANhánh 4 = 800kWh.

+ANhánh = ANhánh 3 = 800kWh.

-Công suất truyền dẫn trên các nhánh ở thời điểm max

+Pmax nhánh 7 = Pmax * Anhanh 7/A = 800 * 100/800 = 100kWh.

Tương tự ta có:

+ Pmax nhánh 6 = 400kWh.

+ Pmax nhánh 5 = 400kWh.

+ Pmax nhánh 4 = 800kWh.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

+ Pmax nhánh 3 = 800kWh.

+ Pmax nhánh 2 = 800kWh.

-Công suất truyền dẫn trên các nhánh

Chế độ min:

+ Pmin nhánh 7 = Pmin * Anhanh 7/A = 400*100/800 = 50kW.

Tương tự ta có:

+ Pmin nhánh 6 = 200kW.

+ Pmin nhánh 5 = 200kW.

+ Pmin nhánh 4 = 400kW.

+ Pmin nhánh 3 = 400kW.

+ Pmin nhánh 2 = 400kW.

Chế độ max:

+ Pmax nhánh 7 = Pmax * Anhanh 7/A = 800*100/800 = 100kW.

Tương tự ta có:

+ Pmax nhánh 6 = 400kW.

+ Pmax nhánh 5 = 400kW.

+ Pmax nhánh 4 = 800kW.

+ Pmax nhánh 3 = 800kW.

+ Pmax nhánh 2 = 800kW.

-Tổn thất điện áp trên các nhánh trên các nhánh:

Công thức tính:

Chế độ max:

Umax nhánh 2 =(800*2.36 + ((800/0.85)^2-800^2)^0.5*1.716)/(10*35^2)

= 0.2235743 %

Tương tự ta tính được

Umax nhánh 3 = 1.373615%

Umax nhánh 4 = 3.701955%

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Umax nhánh 5 = 1.850977%

Umax nhánh 6 = 4.16385%

Umax nhánh 7 = 5.18885%

Chế độ min:

Umin nhánh 2 =(400*2.36 + ((400/0.85)^2-400^2)^0.5*1.716)/(10*35^2)

= 0.1118 %

Tương tự ta tính được

Umin nhánh 3 =0.6868076%

Umin nhánh 4 =1.850977%

Umin nhánh 5 = 0.9254887%

Umin nhánh 6 = 2.081925%

Umin nhánh 7 = 2.594425%

-Điện áp tại các nút:

Chế độ max:

Umax nút1 = Umax đầu nguồn = Umax = 37kV = 37*100/35 = 105.71429%

Umax nút2 = Umax nút1 - Umax nhánh 2 =105.71429 -0.2235743 =105.4907%

Umax nút3 = Umax nút2/kT1 - Umax nhánh 3 =105.4907/0.952 - 1.373615 =109.3916%

Umax nút4 = Umax nút3 - Umax nhánh 4 = 109.3916 - 3.701955 = 105.6897%

Umax nút5 = Umax nút4 - Umax nhánh 5 = 105.6897 - 1.850977 = 103.8387 %

Umax nút6 = Umax nút5/kT3 - Umax nhánh 6 = 103.8387/0.95 - 4.16385 = 105.14%

Umax nút7 = Umax nút4/kT2 – Umax nhánh 7 = 105.6897/0.95 - 5.18885 =106.06%

Chế độ min:

Umin nút1 = Umin đầu nguồn = Umin = 37kV = 37*100/35 = 105.71429%

Umin nút2 = Umin nút1 - Umin nhánh 2 =105.71429 -0.1117871=105.6025%

Umin nút3 = Umin nút2/kT1 - Umin nhánh 3 =105.6025/0.952 - 0.6868076=110.1958%

Umin nút4 = Umin nút3 - Umin nhánh 4 = 110.1958- 1.850977 = 108.3448%

Umin nút5 = Umin nút4 - Umin nhánh 5 = 108.3448 - 0.9254887 = 107.4193%

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Umin nút6 = Umin nút5/kT3 - Umin nhánh 6 = 107.4193/0.95 - 2.081925= 110.9911%

Umin nút7 = Umin nút4/kT2 – Umin nhánh 7 = 108.3448/0.95 - 2.594425=111.4528%

-Kiểm tra CLĐA:

Công thức áp dụng:

Với phụ tải hạ áp có tính đến tổn thất điện áp trên lưới hạ thế:

0% UB1 5%

2,5%

UB2

Với phụ tải không tính đến tổn thất điện áp trên lưới hạ thế:

-5%

UB1

-5%

UB2

Kiểm tra độ lệch điện áp tại các nút có phụ tải, tức là có điện năng tiêu thụ: nút

4, nút 6, nút 7:

- Độ lệch điện áp tại nút 4 (phụ tải cao áp) :

Umax nút4 = 105.6897 -100 =5.6897% > 5%

U1> (điện áp chế độ max

lớn hơn quy định)

Umin nút4 = 108.3448 - 100 = 8.3448% > 5%

U2> (điện áp chế độ min

lớn hơn quy định)

- Độ lệch điện áp tại nút 6 (có tổn thất trên lưới hạ áp) :

Umax nút6 = 105.14 - 100 =5.14 % > 5%

U1> (điện áp chế độ max lớn

hơn quy định)

Umin nút6 = 110.9911 -100 = 10.9911 % > 5%

U2> (điện áp chế độ

min lớn hơn quy định)

- Độ lệch điện áp tại nút 7 (có tổn thất trên lưới hạ áp) :

Umax nút7 = 106.06- 100 = 6.06 % > 5%

U1> (điện áp chế độ max lớn

hơn quy định)

Umin nút7 = 111.4528 - 100 = 11.4528 % > 5%

U2> (điện áp chế độ

min lớn hơn quy định)

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

-Tính chỉ tiêu tổnq quát (CTTQ):

Công thức áp dụng:

(6)

(7)

-Tính CTTQ cho phụ tải ở nút 4:

= (2*(5.6897)/(10-2*1.78))^2 = 3.1222

= (2*(8.3448)/(10-2*1.78))^2 = 6.7161

Y(4) = Y1(4) + Y2(4) = 9.8384

-Tính CTTQ cho phụ tải ở nút 6:

= (2*(5.14-(5-5+5)/2)/(5+5-5-2*1.78))^2 = 13.444

= 24.45

Y(6) = Y1(6) + Y2(6) = 37.89471

-Tính CTTQ cho phụ tải ở nút 7:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

= (2*(6.06 - (5-5+5)/2)/(5+5-5-2*1.78))^2 =

24.4475

= 26.823

Y(7) = Y1(7) + Y2(7) = 51.270

= 300/800*9.8384 + 400/800*37.89471+ 100/800*51.270 = 29.046

Tiếp theo ta sẽ tiến hành lần lượt các biện pháp điều chỉnh điện áp:

-Điều chỉnh điện áp đầu nguồn, lặp lại các tính toán trên, xác định điện áp tối

ưu ở chế độ max và chế độ min. Điện áp tối ưu tương ứng với CTTQ nhỏ nhất.

-Kiểm tra CLĐA (chất lượng điện áp) nếu chưa đạt tiến hành các biện pháp

khác như điều chỉnh nấc phân áp máy biến áp trung gian, điều chỉnh đầu phân

áp máy biến áp phân phối, thay dây, bù phản kháng v.v. Mỗi một điều chỉnh

đều cần tính lại CTTQ và kiểm tra CLĐA nên số lượng tính toán rất nhiều,

không thể tính bằng tay ngay cả với một ví dụ đơn giản như trên.

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Nhận xét: Với lưới phân phối thực tế, mỗi xuất tuyến có hàng trăm nút thì khối

lượng tính toán rất lớn. Không thể tính bằng tay, nhưng các phép tính hầu hết

chỉ là lặp lại nên có thể dễ dàng lập thành chương trình máy tính. Tuy nhiên,

ngày nay với sự phát triển mạnh mẽ của công nghệ thông tin, có rất nhiều

chương trình tính toán lưới điện đã được thương mại hoá trên phạm vi toàn

cầu và đang được sử dụng rộng rãi tại Việt Nam. Một trong số đó là chương

trình Conus mà tác giả lựa chọn làm công cụ khảo sát đánh giá CLĐA lưới

điện phân phối tỉnh Thái Nguyên trong luận văn này.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

3.3 Giới thiệu chƣơng trình Conus

Hiện nay đã có các chương trình được nhiều người biết đến như LoadFlow của

GS. Trần Tấn Lợi đã được các công ty điện lực tỉnh và quận ở Hà Nội sử dụng,

chương trình Conus của GS.TS Lã Văn Út đã và đang được khai thác trong các

nghiên cứu, tính toán hệ thống điện rất nhiều, chương trình PSSE (Power

System Simulation of Engineering) đang được khai thác và tìm hiểu tại nhiều

viện nghiên cứu và công ty điện.

Trong giới hạn của luận văn này, chương trình Conus sẽ được sử dụng để tính

toán đánh giá chất lượng điện áp, xem xét các giải pháp và hiệu quả của chúng

trong việc cải thiện chất lượng điện áp trên lươí điện phân phối tỉnh Thái

Nguyên.

1. Giao diện chƣơng trình Conus

Giao diện chương trình Conus bao gồm ba phần chính:

- Menu ở phần đầu chương trình, bao gồm các phần : File, Format, Run, Help

có chức năng điều khiển chương trình

- Phần nhập dữ liệu đồng thời hiển thị thông số bao gồm các thông số về nút,

nhánh, đường dây, đường dây siêu cao áp, máy biến áp, làm biến thiên thông số

chế độ….

- Phần đồ họa cho phép vẽ các mạng lưới điện để có thể biểu thị một cách trực

quan.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Giao diện nhập thông số đường dây trong chương trình Conus

Giao diện nhập thông số nút cho chương trình Conus

Giao diện điều khiển chạy chương trình giải tích lưới trong chương trình Conus

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

2. Các thông số đầu vào và giải thuật của chƣơng trình

Với chương trình Conus sử dụng cho tính toán tổn thất điện áp lưới điện,

thì bài toán đặt ra là giải tích lưới ở chế độ xác lập, thông số đầu vào bao gồm

thông số về nút và nhánh. Các kết quả này được dùng để kiểm tra theo các chỉ

tiêu điện áp và dùng làm kết quả tính chỉ tiêu tổng quát , từ đó ta đưa ra các

biện pháp cải thiện chất lượng điện áp, làm thay đổi các thông số của lưới điện

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

khảo sát cũng sẽ được chương trình tính toán lại để đưa ra kết quả về điện áp và

chất lượng điện áp trong lưới.

Giải thuật của chương trình dựa trên phương pháp Newton Raphson và

một số thông số cải thiện chất lượng hội tụ khác. Ngoài ra chương trình Conus

còn có khả năng tính toán các chế độ sự cố và kết luận về khả năng ổn định của

hệ thống điện

ThuËt to¸n Newton-Raphson sö dông trong ch ¬ng tr×nh Conus

D÷ liÖu ®Çu vµo

e Delta : §é lÖch c«ng suÊt nót lín nhÊt cña lø¬i. r Y

: Sai sè cho phÐp : Nót thø r lµ nót c©n b»ng : Ma trËn tæng dÉn nót

TÝnh Y Chän c¸c xÊp xØ ®Çu U (0)

TÝnh P cña c¸c kh¸c nót thø r TÝnh Q cña c¸c nót PQ1 & PQ2 theo ®iÖn ¸p cña bø¬c lÆp trø¬c Sö dông c«ng thøc (2.2)

TÝnh vÐct¬ cét DeltaS vÕ ph¶i cña 2.14: * Sai sè DeltaP cña c¸c nót kh¸c nót r * Sai sè DeltaQ cña c¸c nót PQ

TÝnh to¸n c¸c th«ng sè kh¸c cña hÖ thèng: + Dßng c«ng suÊt nh¸nh. + Dßng ®iÖn nh¸nh + Tæn thÊt c«ng suÊt + ........

max { DeltaS } < e s

KÕt thóc

TÝnh ®Þnh thøc ma trËn Jacobi theo ®iÖn ¸p cña bø¬c lÆp trø¬c. Sö dông c¸c c«ng thøc: 2.13 a,b,c,d

Gi¶i HPT 2.14 * TÝnh c¸c xÊp xØ ®iÖn ¸p míi theo 2.15 * HiÖu chØnh l¹i ®iÖn ¸p nót PV1 vµ PQ2

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

CHƢƠNG 4:

TÍNH TOÁN VÀ ĐỀ XUẤT MỘT SỐ GIẢI PHÁP CẢI THIỆN CLĐA

TRONG LƢỚI PHÂN PHỐI TỈNH THÁI NGUYÊN

4.1 Tính toán và đánh giá hiện trạng CLĐA trên đƣờng dây 381 Quán

Triều:

Lưới điện tỉnh Thái Nguyên nhận điện từ lưới hệ thống và từ Trung

Quốc (tháng 5/2007) ở cấp điện áp 220kV tại trạm 220 kV Thái Nguyên phân

phối cho các khu vực ngoài tỉnh như Quang Sơn, Hà Giang, Bắc Giang, Tuyên

Quang, Thác Bà, Bắc Cạn…hoặc qua các máy biến áp tự ngẫu đặt tại đây

truyền tải điện xuống cấp điện áp 110kV và cung cấp điện cho các trạm 110kV

trong tỉnh như Sông Công, Gò Đầm, Lưu Xá, Gia Sàng, đồng thời nhận điện từ

nhà máy điện Cao Ngạn tới.

Đường dây 381 E62 (xem H 4.1- Sơ đồ Đ Z 381)là lộ đường dây có cấp

điện áp 35 kV, nối vào một thanh góp trong hệ thống hai thanh góp, được dự

phòng cùng với lộ 380 để tăng độ tin cậy cung cấp điện liên tục cho phụ tải khu

vực này, vận hành theo hệ thống thanh góp phân đoạn tại trạm cắt Cao Ngạn.

Đây là lộ đường dây có phụ tải đang phát triển mở rộng, đi qua nhiều khu vực

dân cư đông và khu công nghiệp nặng. Vì vậy những tính toán cho lộ đường

dây này có thể coi là điển hình cho hiện trạng chất lượng điện áp trong tỉnh.

Với số liệu đầu nguồn ở phần phụ lục ta nhận thấy điện áp ở đầu nguồn

đường dây 381 trạm 110(220)kV Quan triều thường duy trì ở mức 38kV do

hoạt động của hệ thống điều áp dưới tải. Dòng điện max trung bình của lộ 381

Quan Triều là 108A với cos = 0.85 ta có Pmax = 6074 kW. Dòng điện trung

bình min của lộ 381 Quan Triều là 24A với cos =0.85

Pmin = 1340kW.

Nhập số liệu trên và tiêu chuẩn CLĐA theo luật Điện lực vào chương trình,

tính cho toàn bộ các nút trên đường dây.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Kết quả tính xấp xỉ với kết quả đo đạc thực tế, và cũng cho thấy rằng

CLĐA không tốt trên rất nhiều phụ tải, thể hiện ở chỉ tiêu tổng quát =

119.6394, điều chỉnh tối ưu đầu phân áp các máy phân phối CLĐA được cải

thiện, CTTQ = 38.34684, nhưng rất nhiều trạm chưa đạt CLĐA, biểu hiện trên

các số liệu trong bảng 4.1 dưới đây ( U1<(>): điện áp chế độ max quá thấp

(hoặc cao); U2>: điện áp chế độ min quá cao; OK: điện áp ở thanh cái thỏa

mãn theo chỉ tiêu chất lượng điện áp trong cả hai chế độ ).

.B ảng 4.1

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Nót dÇu

Nót cuèi

Unót max

CLDA

M· hiÖu BA

NÊc v.hµnh

CÊp ®iÖn ¸p

Unót min

Tr¹m Linh Nham

TC0.4 Tr¹m Linh Nham

180-6/0.4

112.17

99.40

U1<; U2>;

Tr¹m ®¸ xÎ 675

TC0.4 Tr¹m ®¸ xÎ 675

400-6/0.4

114.90

99.84

U1<; U2>;

Tr¹m ThÞ trÊn 4675

TC0.4 Tr¹m ThÞ trÊn 4675

250-6/0.4

117.34

99.58

U1<; U2>;

Tr¹m V5

TC0.4 Tr¹m V5

100-6/0.4

117.63

99.95

U1<; U2>;

Tr¹m T601

TC0.4 Tr¹m T601

180-6/0.4

120.65

99.77

U1<; U2>;

Tr¹m V¨n h÷u

TC0.4 Tr¹m V¨n h÷u

100-6/0.4

120.51

98.87

U1<; U2>;

Tr¹m B×nh Minh

TC0.4 Tr¹m B×nh Minh

560-6/0.4

120.69

99.67

U1<; U2>;

Tr¹m Minh tiÕn

TC0.4 Tr¹m Minh tiÕn

180-6/0.4

120.28

97.81

U1<; U2>;

Tr¹m Hoµ b×nh 1

TC0.4 Tr¹m Hoµ b×nh 1

250-6/0.4

123.43

99.67

U1<; U2>;

Tr¹m Hoa b×nh 2

TC0.4 Tr¹m Hoa b×nh 2

180-6/0.4

123.38

99.44

U1<; U2>;

Tr¹m T©n long

TC0.4 Tr¹m T©n long

100-6/0.4

123.49

99.94

U1<; U2>;

Tr¹m S«ng cÇu 1

TC0.4 Tr¹m S«ng cÇu 1

320-6/0.4

122.76

96.62

U1<; U2>;

Tr¹m S«ng cÇu 2

TC0.4 Tr¹m S«ng cÇu 2

100-6/0.4

123.02

97.81

U1<; U2>;

Tr¹m S«ng c©u 3

TC0.4 Tr¹m S«ng c©u 3

100-6/0.4

123.26

98.93

U1<; U2>;

Tr¹m Minh lý

TC0.4Tr¹m Minh lý

180-6/0.4

123.11

98.21

U1<; U2>;

Tr¹m ThÞ trÊn 2

TC0.4 Tr¹m ThÞ trÊn 2

320-6/0.4

112.97

106.73

U1>; U2>;

Tr¹m Qu©n khu 1

TC0.4 Tr¹m Qu©n khu 1

400-6/0.4

112.72

105.58

U1>; U2>;

Tr¹m Bu ®iÖn 677

TC0.4 Tr¹m Bu ®iÖn 677

50-6/0.4

112.88

106.28

U1>; U2>;

Tr¹m §¸ xÎ

TC0.4 Tr¹m §¸ xÎ

250-6/0.4

112.69

105.45

U1>; U2>;

Tr¹m HuyÖn uû

TC0.4 Tr¹m HuyÖn uû

180-6/0.4

112.72

105.56

U1>; U2>;

Tr¹m BÖnh viÖn 675

TC0.4 Tr¹m BÖnh viÖn 675

250-6/0.4

112.46

102.99

U2>;

Tr¹m Khe mo

TC0.4 Tr¹m Khe mo

250-6/0.4

114.88

101.19

U2>;

Tr¹m Phóc Thµnh

TC0.4 Tr¹m Phóc Thµnh

180-6/0.4

114.96

101.56

U2>;

Tr¹m L÷ 575

TC0.4Tr¹m L÷ 575

320-6/0.4

114.93

101.42

U2>;

Tr¹m X81

TC0.4 Tr¹m X81

180-6/0.4

117.69

101.19

U2>;

Tr¹m qu©n khu 675

TC0.4 Tr¹m qu©n khu 675

180-6/0.4

117.62

100.86

U2>;

Tr¹m xim¨ng BT

TC0.4 Tr¹m xim¨ng BT

560-6/0.4

117.73

101.35

U2>;

Tr¹m A53

TC0.4 Tr¹m A53

50-6/0.4

117.96

101.18

U2>;

Tr¹m Minh lËp

TC0.4 Tr¹m Minh lËp

180-6/0.4

123.50

100.01

U2>;

Tr¹m §ång bÈm 2

TC0.4 Tr¹m §ång bÈm 2

560-6/0.4

112.41

104.16

U2>;

Tr¹m TÊm lîp

TC0.4 Tr¹m TÊm lîp

400-6/0.4

112.53

104.71

U2>;

Tr¹m §ång bÈm 3

TC0.4 Tr¹m §ång bÈm 3

250-6/0.4

112.48

104.51

U2>;

Tr¹m §«ng bÈm 1

TC0.4 Tr¹m §«ng bÈm 1

250-6/0.4

112.11

102.82

U2>;

Tr¹m Lµng ®«ng

TC0.4 Tr¹m Lµng ®«ng

320-6/0.4

112.10

102.75

U2>;

Tr¹m TG Nói Voi

TC6TG Nói Voi m¸y 1

1000-35/6

104.98

101.59

Tr¹m TG Nói Voi

TC6 TG Nói Voi m¸y2

1000-35/6

104.98

101.59

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

101.48

104.96

TG Vâ Nhai

TC6 TG Vâ Nhai

106.14

108.10

1000- 35/10 50-35/0.4

Tù dïng

U1>; U2>;

Trêng Qu©n sù

180-35/0.4

105.73

108.01

U1>; U2>;

Dolomit

180-35/0.4

105.96

108.06

U1>; U2>;

K21

180-35/0.4

105.66

107.99

U1>; U2>;

Tr¹m C©y thÞ b

TC0.4 Tr¹m C©y thÞ b

100-35/0.4

105.07

107.86

U1>; U2>;

105.46

107.90

Tr¹m Ho¸ Thîng

TC0.4 Tr¹m Ho¸ Thîng

180-35/0.4

U1>; U2>;

Tr¹m Kho x¨ng

TC0.4 Tr¹m Kho x¨ng

50-35/0.4

106.72

108.18

U1>; U2>;

Tr¹m §inh th«ng

TC0.4 Tr¹m §inh th«ng

180-35/0.4

105.26

107.86

U1>; U2>;

Tr¹m Quang s¬n

TC0.4 Tr¹m Quang s¬n

250-35/0.4

105.69

107.95

U1>; U2>;

Tr¹m K20

TC0.4 Tr¹m K20

100-35/0.4

106.21

108.07

U1>; U2>;

106.35

108.10

Tr¹m níc kho¸ng

TC0.4 Tr¹m níc kho¸ng

100-35/0.4

U1>; U2>;

Tr¹m La hiªn 4

TC0.4 Tr¹m La hiªn 4

100-35/0.4

105.71

107.96

U1>; U2>;

Tr¹m La hiªn 5

TC0.4 Tr¹m La hiªn 5

100-35/0.4

105.93

108.01

U1>; U2>;

Tr¹m Cóc ®êng 2

TC0.4 Tr¹m Cóc ®êng 2

50-35/0.4

105.70

107.95

U1>; U2>;

Tr¹m Vò TrÊn

TC0.4 Tr¹m Vò TrÊn

100-35/0.4

106.11

108.04

U1>; U2>;

106.27

108.08

k35

17nghinh têng

AC70/11

U1>; U2>;

Tr¹m La hiªn 2

TC0.4 Tr¹m La hiªn 2

180-35/0.4

105.14

107.83

U1>; U2>;

Tr¹m La hiªn 3

TC0.4 Tr¹m La hiªn 3

100-35/0.4

105.24

107.85

U1>; U2>;

Tr¹m Lang lai 1

TC0.4 Tr¹m Lang lai 1

320-35/0.4

105.36

107.88

U1>; U2>;

Tr¹m Lang lai 2

TC0.4 Tr¹m Lang lai 2

180-35/0.4

105.49

107.91

U1>; U2>;

104.61

107.75

ThÞ trÊn 3

180-35/0.4

U2>;

nót2

ThÞ trÊn 1

75-35/0.4

100.41

106.83

U2>;

NhÞ Hoµ

180-35/0.4

103.77

107.58

U2>;

lsoncao

Linh S¬n 1

320-35/0.4

104.22

107.68

U2>;

Tr¹m TTXtiÕn

TC0.4 Tr¹m TTXtiÕn

50-35/0.4

104.63

107.77

U2>;

104.71

107.78

Tr¹m Linh s¬n 2

TC0.4 Tr¹m Linh s¬n 2

180-35/0.4

U2>;

Tr¹m Nam Hoa 1

TC0.4Tr¹m Nam Hoa 1

250-35/0.4

104.68

107.78

U2>;

Tr¹m K22

TC0.4 Tr¹m K22

180-35/0.4

104.42

107.72

U2>;

Tr¹m Nam hoµ 2

TC0.4 Tr¹m Nam hoµ 2

104.04

107.64

U2>;

Tr¹m TG Tr¹i cau

TC6 m¸y1 TG Tr¹i cau

104.77

107.59

U2>;

Tr¹m TG Tr¹i cau

TC6 m¸y 2 TG Tr¹i cau

104.77

107.59

U2>;

180-35/0.4 3200- 35/6.3 3200- 35/6.3 180-35/0.4

Tr¹m C©y thi

104.42

107.72

U2>;

Tr¹m T©n lîi

75-35/0.4

104.76

107.79

U2>;

Tr¹m Tr¹i §Ìo

TC0.4 Tr¹m Tr¹i §Ìo

75-35/0.4

104.18

107.67

U2>;

Tr¹m Lµng trµng

TC0.4 Tr¹m Lµng trµng

100-35/0.4

104.24

107.68

U2>;

Tr¹m Hîp tiÕn

TC0.4 Tr¹m Hîp tiÕn

75-35/0.4

102.03

107.19

U2>;

Tr¹m Má s¾t

TC0.4 Tr¹m Má s¾t

75-35/0.4

104.25

107.68

U2>;

Tr¹m §«n tr×nh

TC0.4 Tr¹m §«n tr×nh

100-35/0.4

104.16

107.66

U2>;

Tr¹m §Ìo bôt

TC0.4 Tr¹m §Ìo bôt

104.69

107.78

U2>;

Tr¹m CÇu muèi

TC0.4 Tr¹m CÇu muèi

102.86

105.51

U2>;

75-35/0.4 160- 6.3/0.4 100-35/0.4

Tr¹m §«ng bÇu

TC0.4 Tr¹m §«ng bÇu

104.54

107.75

U2>;

TG HÝch

TC6 TG HÝch

1000-35/6

102.67

105.22

U2>;

Tr¹m La hiªn 1

TC0.4 Tr¹m La hiªn 1

250-35/0.4

104.48

107.69

U2>;

Tr¹m Cóc ®êng 1

TC0.4Tr¹m Cóc ®êng 1

50-35/0.4

103.69

107.51

U2>;

104.55

107.70

Tr¹m Ph¬ng ®«ng

TC0.4 Tr¹m Ph¬ng ®«ng

100-35/0.4

U2>;

Tr¹m Tróc mai

TC0.4 Tr¹m Tróc mai

100-35/0.4

104.52

107.69

U2>;

Tr¹m Lµng hang

TC0.4 Tr¹m Lµng hang

100-35/0.4

104.95

107.79

U2>;

Tr¹m Lµng ChiÒng

TC0.4 Tr¹m Lµng ChiÒng

100-35/0.4

104.35

107.66

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Với các kết quả tính toán ở trên, ta thấy:

-Điện áp tại thanh cái các trạm 35/6 nằm trong giới hạn, đạt yêu cầu.

-Điện áp tại thời điểm min ở hầu hết các trạm 35/0,4kV đều cao.

-Điện áp tại thời điểm max của các trạm 6/0,4 sau trạm 35/6 ở cuối

nguồn thấp nhưng điện áp tại thời điểm min cao.

-Điện áp của các trạm trên đường dây 675 Trạm 35/6kV Chùa Hang hầu

hết không đạt yêu cầu.

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

4.2 Phân tích các giải pháp nâng cao CLĐA và đề xuất giải pháp nâng cao

CLĐA đƣờng dây 381 Quan Triều.

Để đạt được tiêu chuẩn CLĐA tại các phụ tải theo quy định thì tốt nhất là

điều chỉnh phụ tải cho bằng phẳng, giảm độ chênh lệch giữa cao điểm và thấp

điểm. Nếu được như vậy sẽ tăng khả năng truyền tải của đường dây và hệ số sử

dụng của các máy biến áp, đồng thời giảm tổn thất, nâng cao chất lượng điện

năng. Điều này có thể đạt được nhờ áp dụng các biện pháp về kinh tế như tăng

giá điện ở thời điểm max và giảm giá ở thời điểm min với một tỷ lệ thích hợp

cho tất cả các hộ tiêu thụ điện.

Với thông số hiện tại của đường dây 381 Quan triều và giá trị thực tế của

các phụ tải vào thời điểm max và min ta nhận thấy CLĐA không đạt yêu cầu do

giá trị điện áp đầu nguồn cố định trong khi độ chênh lệch phụ tải giữa cao điểm

và thấp điểm quá lớn. Với các trạm 35/0.4kV có thể giải quyết bằng cách điều

chỉnh điện áp đầu nguồn. Với các trạm 6/0.4kV ở cuối nguồn thì điều chỉnh

điện áp đầu nguồn của trạm 110(220)kV không mang lại kết quả vì điện áp chế

độ max cao (U1<) và điện áp chế độ min thấp (U2>).

Trong khi chưa áp dụng tốt các biện pháp điều chỉnh giá điện để giảm độ

chênh lệch phụ tải, có thể thực hiện các biện pháp sau để điều chỉnh CLĐA:

-Điều chỉnh điện áp đầu nguồn trạm 110(220kV) cho phù hợp với phụ tải

ở chế độ max và min. Biện pháp này khi thực hiện phải xét đến ảnh hưởng của

việc điều chỉnh điện áp đến các phụ tải khác của trạm 110(220)kV Quan Triều.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

-Đặt đúng đầu phân áp của các máy biến áp phân phối.

-Nâng tiết diện dây dẫn cho những đường dây dài, trở kháng lớn. Biện

pháp này có tác dụng tốt, song chi phí lớn.

-Bù công suất phản kháng trên đường dây và tại các phụ tải để nâng cao

điện áp. Biện pháp này có tác dụng tốt với các đường dây có điện kháng lớn,

nhưng có thể gây quá áp ở chế độ min nếu bù cố định.

-Bù dọc trên những đường dây có điện kháng lớn. Áp dụng biện pháp

này cần tính tới khả năng thay đổi kết dây trong quá trình vận hành để tránh

cộng hưởng.

-Lắp đặt các máy biến áp đặc biệt để điều chỉnh điện áp trên đường dây.

Biện pháp này muốn có tác dụng tốt cần có hệ thống SCADA thu thập thông

tin về giá trị điện áp tại các phụ tải để tính toán đề ra quy luật điều chỉnh điện

áp phù hợp với biến động của phụ tải.

Giả thiết rằng việc điều chỉnh điện áp tại đầu nguồn trạm 110(220)kV

Quan Triều không gây ảnh hưởng lớn đến các xuất tuyến khác, ta tiến hành lần

lượt các biện pháp nâng cao CLĐA như sau:

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

1- Điều chỉnh điện áp đầu nguồn (số liệu xem Bảng 4.2):

Ở mức 37.5kV ở chế độ max và 36 kV ở chế độ min, giữ nguyên nấc vận

hành (nấc 3) của máy biến áp trung gian Chùa Hang (xem H 4.2 - Sơ đồ trạm

TG Chùa Hang), nhập thông số vào chương trình, tính toán lại ta nhận thấy

CLĐA được cải thiện đáng kể, thể hiện ở giá trị CTTQ = 75.56495 khi chưa

điều chỉnh tối ưu đầu phân áp của các trạm phân phối và CTTQ = 19.02332 khi

đã điều chỉnh tối ưu đầu phân áp của các máy biến áp phân phối.

Chỉ còn 1 trạm 35/0,4 chưa đạt yêu cầu, các trạm 35/0.4kV đều đạt yêu

cầu về CLĐA, phụ tải cao thế (tại Nghinh tường) cũng đạt yêu cầu, nhưng các

trạm 6/0.4 của đường dây 675 trung gian Chùa Hang chưa đạt yêu cầu, hầu hết

đều có U1< và U2>. Tổng số trạm không đạt CLĐA là 35 trạm, trong đó có 1

trạm 35/0.4kV.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Bảng 4.2

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Nót dÇu Nót cuèi M· hiÖu BA CLDA Unót max Unót min NÊc vËn hµnh CÊp ®iÖn ¸p

Tr¹m L÷ 575 TC0.4Tr¹m L÷ 575 320-6/0.4 99.88 108.78 U1<; U2>; 3 6

Tr¹m X81 TC0.4 Tr¹m X81 180-6/0.4 99.61 111.38 U1<; U2>; 3 6

Tr¹m xim¨ng BT TC0.4 Tr¹m xim¨ng BT 560-6/0.4 99.77 111.41 U1<; U2>; 3 6

Tr¹m A53 TC0.4 Tr¹m A53 50-6/0.4 99.60 111.64 U1<; U2>; 3 6

Tr¹m Minh tiÕn TC0.4 Tr¹m Minh tiÕn 180-6/0.4 98.88 116.96 U1<; U2>; 3 6

Tr¹m Minh lËp TC0.4 Tr¹m Minh lËp 180-6/0.4 98.35 116.84 U1<; U2>; 3 6

Tr¹m Hoµ b×nh 1 TC0.4 Tr¹m Hoµ b×nh 1 250-6/0.4 98.00 116.76 U1<; U2>; 3 6

Tr¹m Hoa b×nh 2 TC0.4 Tr¹m Hoa b×nh 2 180-6/0.4 97.77 116.71 U1<; U2>; 3 6

Tr¹m S«ng cÇu 1 TC0.4 Tr¹m S«ng cÇu 1 320-6/0.4 94.96 116.09 U1<; U2>; 3 6

Tr¹m S«ng cÇu 2 TC0.4 Tr¹m S«ng cÇu 2 100-6/0.4 96.15 116.35 U1<; U2>; 3 6

Tr¹m Minh lý TC0.4Tr¹m Minh lý 180-6/0.4 96.54 116.44 U1<; U2>; 3 6

Tr¹m ThÞ trÊn 2 TC0.4 Tr¹m ThÞ trÊn 2 320-6/0.4 105.23 106.97 U1>; U2>; 3 6

Tr¹m BÖnh viÖn 675 250-6/0.4 101.49 106.46 U2>; 3 6 TC0.4 Tr¹m BÖnh viÖn 675

Tr¹m Linh Nham TC0.4 Tr¹m Linh Nham 180-6/0.4 100.44 108.90 U2>; 3 6

Tr¹m Khe mo TC0.4 Tr¹m Khe mo 250-6/0.4 102.30 111.59 U2>; 3 6

Tr¹m Phóc Thµnh TC0.4 Tr¹m Phóc Thµnh 180-6/0.4 100.02 108.81 U2>; 3 6

Tr¹m ®¸ xÎ 675 TC0.4 Tr¹m ®¸ xÎ 675 400-6/0.4 100.91 111.61 U2>; 3 6

Tr¹m ThÞ trÊn 4675 TC0.4 Tr¹m ThÞ trÊn 4675 250-6/0.4 100.70 114.03 U2>; 3 6

Tr¹m V5 TC0.4 Tr¹m V5 100-6/0.4 101.08 114.34 U2>; 3 6

Tr¹m T601 TC0.4 Tr¹m T601 180-6/0.4 100.92 117.35 U2>; 3 6

Tr¹m V¨n h÷u TC0.4 Tr¹m V¨n h÷u 100-6/0.4 100.02 117.21 U2>; 3 6

Tr¹m B×nh Minh TC0.4 Tr¹m B×nh Minh 560-6/0.4 100.78 117.37 U2>; 3 6

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Tr¹m Bu ®iÖn 677 TC0.4 Tr¹m Bu ®iÖn 677 50-6/0.4 104.78 106.88 U2>; 3 6

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Tr¹m §ång bÈm 2 TC0.4 Tr¹m §ång bÈm 2 560-6/0.4 102.66 106.41 6 3 U2>;

103.21 106.53 Tr¹m TÊm lîp TC0.4 Tr¹m TÊm lîp 400-6/0.4 6 3 U2>;

Tr¹m §¸ xÎ TC0.4 Tr¹m §¸ xÎ 250-6/0.4 103.95 106.69 6 3 U2>;

Tr¹m HuyÖn uû TC0.4 Tr¹m HuyÖn uû 180-6/0.4 104.06 106.72 6 3 U2>;

Tr¹m §ång bÈm 3 TC0.4 Tr¹m §ång bÈm 3 250-6/0.4 103.01 106.48 6 3 U2>;

Tr¹m §«ng bÈm 1 TC0.4 Tr¹m §«ng bÈm 1 250-6/0.4 101.32 106.11 6 3 U2>;

Tr¹m Lµng ®«ng TC0.4 Tr¹m Lµng ®«ng 320-6/0.4 101.25 106.10 6 3 U2>;

n2 ThÞ trÊn 3 180-35/0.4 35 103.18 102.04 3 OK

nót2 ThÞ trÊn 1 75-35/0.4 35 101.67 103.74 3 OK

n4 Tù dïng 50-35/0.4 35 104.71 102.38 3 OK

n5 NhÞ Hoµ 180-35/0.4 35 102.34 101.86 3 OK

n7 Dolomit 180-35/0.4 35 104.53 102.34 3 OK

n8 K21 180-35/0.4 35 104.23 102.28 3 OK

lsoncao Linh S¬n 1 320-35/0.4 35 102.80 101.96 3 OK

Tr¹m TTXtiÕn TC0.4 Tr¹m TTXtiÕn 50-35/0.4 35 103.20 102.05 3 OK

103.29 102.07 Tr¹m Linh s¬n 2 TC0.4 Tr¹m Linh s¬n 2 180-35/0.4 35 3 OK

Tr¹m Nam Hoa 1 TC0.4Tr¹m Nam Hoa 1 250-35/0.4 35 103.25 102.06 3 OK

Tr¹m K22 TC0.4 Tr¹m K22 180-35/0.4 35 102.99 102.01 3 OK

Tr¹m Nam hoµ 2 TC0.4 Tr¹m Nam hoµ 2 180-35/0.4 35 102.62 101.92 3 OK

Tr¹m TG Tr¹i cau TC6 m¸y1 TG Tr¹i cau 3200-35/6.3 35 103.34 101.89 3 OK

Tr¹m TG Tr¹i cau TC6 m¸y 2 TG Tr¹i cau 3200-35/6.3 35 103.34 101.89 3 OK

Tr¹m Tr¹i §Ìo TC0.4 Tr¹m Tr¹i §Ìo 75-35/0.4 35 102.75 101.95 3 OK

Tr¹m Lµng trµng TC0.4 Tr¹m Lµng trµng 100-35/0.4 35 102.81 101.97 3 OK

Tr¹m Hîp tiÕn TC0.4 Tr¹m Hîp tiÕn 75-35/0.4 35 103.26 104.10 3 OK

Tr¹m Má s¾t TC0.4 Tr¹m Má s¾t 75-35/0.4 35 102.82 101.97 3 OK

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Tr¹m §«n tr×nh TC0.4 Tr¹m §«n tr×nh 100-35/0.4 35 102.73 101.95 3 OK

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Tr¹m §Ìo bôt TC0.4 Tr¹m §Ìo bôt 75-35/0.4 35 103.26 102.07 3 OK

101.46 99.92 Tr¹m CÇu muèi TC0.4 Tr¹m CÇu muèi 160-6.3/0.4 35 3 OK

Tr¹m §«ng bÇu TC0.4 Tr¹m §«ng bÇu 100-35/0.4 35 103.12 102.03 3 OK

Tr¹m TG Nói Voi TC6TG Nói Voi m¸y 1 1000-35/6 35 102.78 101.91 3 OK

Tr¹m TG Nói Voi TC6 TG Nói Voi m¸y2 1000-35/6 35 102.78 101.91 3 OK

Tr¹m Ho¸ Thîng TC0.4 Tr¹m Ho¸ Thîng 180-35/0.4 35 104.04 102.19 3 OK

Tr¹m §inh th«ng TC0.4 Tr¹m §inh th«ng 180-35/0.4 35 103.83 102.14 3 OK

TG HÝch TC6 TG HÝch 1000-35/6 35 101.27 99.65 3 OK

Tr¹m Quang s¬n TC0.4 Tr¹m Quang s¬n 250-35/0.4 35 104.26 102.24 3 OK

Tr¹m K20 TC0.4 Tr¹m K20 100-35/0.4 35 104.78 102.35 3 OK

Tr¹m níc kho¸ng TC0.4 Tr¹m níc kho¸ng 100-35/0.4 35 104.92 102.38 3 OK

Tr¹m La hiªn 1 TC0.4 Tr¹m La hiªn 1 250-35/0.4 35 103.05 101.97 3 OK

Tr¹m La hiªn 4 TC0.4 Tr¹m La hiªn 4 100-35/0.4 35 104.28 102.24 3 OK

Tr¹m La hiªn 5 TC0.4 Tr¹m La hiªn 5 100-35/0.4 35 104.50 102.29 3 OK

Tr¹m Cóc ®êng 1 TC0.4Tr¹m Cóc ®êng 1 50-35/0.4 35 102.26 101.80 3 OK

Tr¹m Cóc ®êng 2 TC0.4 Tr¹m Cóc ®êng 2 50-35/0.4 35 104.28 102.24 3 OK

104.68 102.33 Tr¹m Vò TrÊn TC0.4 Tr¹m Vò TrÊn 100-35/0.4 35 3 OK

k35 17nghinh têng AC70/11 35 104.84 102.37 1 OK

Tr¹m La hiªn 2 TC0.4 Tr¹m La hiªn 2 180-35/0.4 35 103.71 102.12 3 OK

Tr¹m La hiªn 3 TC0.4 Tr¹m La hiªn 3 100-35/0.4 35 103.81 102.14 3 OK

Tr¹m Lang lai 1 TC0.4 Tr¹m Lang lai 1 320-35/0.4 35 103.94 102.17 3 OK

Tr¹m Ph¬ng ®«ng TC0.4 Tr¹m Ph¬ng ®«ng 100-35/0.4 35 103.12 101.99 3 OK

Tr¹m Tróc mai TC0.4 Tr¹m Tróc mai 100-35/0.4 35 103.09 101.98 3 OK

Tr¹m Lµng hang TC0.4 Tr¹m Lµng hang 100-35/0.4 35 103.52 102.07 3 OK

Tr¹m Lµng ChiÒng TC0.4 Tr¹m Lµng ChiÒng 100-35/0.4 35 102.92 101.94 3 OK

TG Vâ Nhai TC6 TG Vâ Nhai 1000-35/10 35 102.63 101.88 3 OK

Tr¹m Lang lai 2 TC0.4 Tr¹m Lang lai 2 180-35/0.4 35 104.06 102.19 3 OK

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

3 Tr¹m Kho x¨ng TC0.4 Tr¹m Kho x¨ng 50-35/0.4 35 105.29 102.46 U1>;

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

2-Điều chỉnh đầu phân áp cố định của máy biến áp trung gian

35/6.3kV Chùa Hang

Điều chỉnh nấc phân áp về nấc 2, giữ nguyên giá trị điện áp đầu nguồn:

-Chỉ tiêu tổng quát = 79.56165 lớn hơn CTTQ khi vận hành ở nấc 3

(75.56495) khi chưa điều chỉnh tối ưu nấc phân áp của các máy biến áp

6/0.4kV.

-Chỉ tiêu tổng quát = 25.00428 lớn hơn CTTQ khi vận hành ở nấc 3

(19.02332) khi đã điều chỉnh tối ưu nấc phân áp của các máy phân phối

6/0.4kV.

Điều chỉnh nấc phân áp về nấc 4, giữ nguyên giá trị điện áp đầu nguồn:

-Chỉ tiêu tổng quát = 86.91606 lớn hơn CTTQ khi vận hành ở nấc 3

(75.56495) khi chưa điều chỉnh tối ưu nấc phân áp của các máy biến áp

6/0.4kV.

-Chỉ tiêu tổng quát = 22.06646 lớn hơn CTTQ khi vận hành ở nấc 3

(19.02332) khi đã điều chỉnh tối ưu nấc phân áp của các máy biến áp 6/0.4kV.

Vậy nấc vận hành số 3 của trạm 35/6.3kV Chùa Hang là tối ưu. Không

có đầu phân áp nào của trạm trung gian Chùa Hang đáp ứng chỉ tiêu CLĐA cho

tất cả các phụ tải của các trạm 6/0.4kV.

3-Tăng tiết diện đƣờng dây cho những đoạn tổn thất điện áp lớn (số

liệu xem Bảng 4.3):

Thay dây đường trục từ MC675 trạm TG Chùa Hang đến cột 71 từ dây

AC50/11 lên dây AC95/19. Tính lại tổn thất điện áp với điện áp đầu nguồn và

nấc phân áp của MBA trung gian đã xác định ở trên. Kết quả chất lượng điện

áp được cải thiện rõ rệt thể hiện ở CTTQ = 57.12556 khi chưa điều chỉnh tối ưu

đầu phân áp của các trạm phân phối 6/0.4kV và CTTQ = 9.96305 khi đã điều

chỉnh tối ưu đầu phân áp cố định của trạm 6/0.4kV.

Kết quả tính toán sau khi điều chỉnh điện áp đầu nguồn, thay dây và tối

ưu đầu phân áp cố định:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Bảng 4.3

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Nót dÇu Nót cuèi CLDA M· hiÖu BA NÊc tèi u Unót max Unót min CÊp ®iÖn ¸p Tr¹m Minh lËp 180-6/0.4 NÊc vËn hµnh 3 99.80 112.03 U1<; U2>; 3 6

Tr¹m Hoµ b×nh 1 250-6/0.4 99.47 111.96 U1<; U2>; 3 3 6

Tr¹m S«ng cÇu 1 320-6/0.4 99.16 114.32 U1<; U2>; 4 3 6 TC0.4 Tr¹m Minh lËp TC0.4 Tr¹m Hoµ b×nh 1 TC0.4 Tr¹m T©n long TC0.4 Tr¹m S«ng cÇu 1

Tr¹m ThÞ trÊn 2 TC0.4 Tr¹m ThÞ trÊn 2 320-6/0.4 1 3 6 105.23 106.97 U1>; U2>;

250-6/0.4 1 3 6 102.72 106.71 U2>; Tr¹m BÖnh viÖn 675

Tr¹m Linh Nham 180-6/0.4 1 3 6 101.01 106.81 U2>;

Tr¹m Khe mo 250-6/0.4 2 3 6 102.84 109.38 U2>;

Tr¹m Phóc Thµnh 180-6/0.4 1 3 6 100.61 106.72 U2>;

Tr¹m L÷ 575 320-6/0.4 1 3 6 100.47 106.70 U2>;

Tr¹m ®¸ xÎ 675 400-6/0.4 2 3 6 102.48 109.60 U2>;

180-6/0.4 2 3 6 101.34 109.40 U2>;

180-6/0.4 2 3 6 101.03 109.33 U2>;

Tr¹m xim¨ng BT 560-6/0.4 2 3 6 101.53 109.44 U2>;

Tr¹m V5 Tr¹m A53 Tr¹m T601 Tr¹m V¨n h÷u 100-6/0.4 50-6/0.4 180-6/0.4 100-6/0.4 2 2 3 3 3 3 3 3 6 6 6 6 100.57 101.91 102.11 101.31 109.43 109.77 112.49 112.37 U2>; U2>; U2>; U2>;

Tr¹m B×nh Minh 560-6/0.4 3 3 6 102.14 112.55 U2>;

Tr¹m Minh tiÕn 180-6/0.4 3 3 6 100.31 112.14 U2>;

Tr¹m Hoa b×nh 2 180-6/0.4 4 3 6 101.96 114.94 U2>;

Tr¹m S«ng cÇu 2 100-6/0.4 4 3 6 100.36 114.59 U2>;

Tr¹m Minh lý 180-6/0.4 4 3 6 100.74 114.67 U2>;

Tr¹m Bu ®iÖn 677 50-6/0.4 1 3 6 104.78 106.88 U2>;

Tr¹m §ång bÈm 2 560-6/0.4 1 3 6 102.66 106.41 U2>;

Tr¹m TÊm lîp Tr¹m §¸ xÎ 400-6/0.4 250-6/0.4 180-6/0.4 1 1 1 3 3 3 6 6 6 103.21 103.95 104.06 106.53 106.69 106.72 U2>; U2>; U2>;

Tr¹m §ång bÈm 3 250-6/0.4 1 3 6 103.01 106.48 U2>;

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Tr¹m §«ng bÈm 1 250-6/0.4 1 3 6 101.32 106.11 U2>; TC0.4 Tr¹m Qu©n khu 1 TC0.4 Tr¹m BÖnh viÖn 675 TC0.4 Tr¹m Linh Nham TC0.4 Tr¹m Khe mo TC0.4 Tr¹m Phóc Thµnh TC0.4Tr¹m L÷ 575 TC0.4 Tr¹m ®¸ xÎ 675 TC0.4 Tr¹m X81 TC0.4 Tr¹m qu©n khu 675 TC0.4 Tr¹m ThÞ trÊn 4675 TC0.4 Tr¹m xim¨ng BT TC0.4 Tr¹m V5 TC0.4 Tr¹m A53 TC0.4 Tr¹m T601 TC0.4 Tr¹m V¨n h÷u TC0.4 Tr¹m B×nh Minh TC0.4 Tr¹m Minh tiÕn TC0.4 Tr¹m Hoa b×nh 2 TC0.4 Tr¹m S«ng cÇu 2 TC0.4 Tr¹m S«ng c©u 3 TC0.4Tr¹m Minh lý TC0.4 Tr¹m Bu ®iÖn 677 TC0.4 Tr¹m §ång bÈm 2 TC0.4 Tr¹m TÊm lîp TC0.4 Tr¹m §¸ xÎ Tr¹m HuyÖn uû TC0.4 Tr¹m HuyÖn uû TC0.4 Tr¹m §ång bÈm 3 TC0.4 Tr¹m §«ng bÈm 1

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Tr¹m Lµng ®«ng 6 101.25 106.10 U2>; 320-6/0.4 3 1 TC0.4 Tr¹m Lµng ®«ng

n2 ThÞ trÊn 3 3 1 35 103.18 102.04 OK

nót2 n4 ThÞ trÊn 1 Tù dïng 3 3 2 1 35 35 101.67 104.71 103.74 102.38 OK OK

n5 NhÞ Hoµ 3 1 35 102.34 101.86 OK

n7 Dolomit 3 1 35 104.53 102.34 OK

n8 K21 3 1 35 104.23 102.28 OK

lsoncao Linh S¬n 1 3 1 35 102.80 101.96 OK

Tr¹m TTXtiÕn 3 1 35 103.20 102.05 OK

Tr¹m Linh s¬n 2 3 1 35 103.29 102.07 OK

Tr¹m Nam Hoa 1 3 1 35 103.25 102.06 OK TC0.4 Tr¹m TTXtiÕn TC0.4 Tr¹m Linh s¬n 2 TC0.4Tr¹m Nam Hoa 1

Tr¹m K22 TC0.4 Tr¹m K22 3 1 35 102.99 102.01 OK 180- 35/0.4 75-35/0.4 50-35/0.4 180- 35/0.4 180- 35/0.4 180- 35/0.4 180- 35/0.4 320- 35/0.4 50-35/0.4 180- 35/0.4 250- 35/0.4 180- 35/0.4

102.62 101.92 Tr¹m Nam hoµ 2 3 1 35 TC0.4 Tr¹m Nam hoµ 2 180- 35/0.4 OK

Tr¹m TG Tr¹i cau 3 1 35 103.34 101.89 OK

103.34 101.89 Tr¹m TG Tr¹i cau 3 1 35 OK TC6 m¸y1 TG Tr¹i cau TC6 m¸y 2 TG Tr¹i cau

Tr¹m Lµng trµng 3 1 35 102.81 101.97 OK

Tr¹m Hîp tiÕn Tr¹m Má s¾t TC0.4 Tr¹m T©n lîi TC0.4 Tr¹m Tr¹i §Ìo TC0.4 Tr¹m Lµng trµng TC0.4 Tr¹m Hîp tiÕn TC0.4 Tr¹m Má s¾t 3 3 2 1 35 35 103.26 102.82 104.10 101.97 OK OK

Tr¹m §«n tr×nh TC0.4 Tr¹m §«n tr×nh 3 1 35 102.73 101.95 OK

Tr¹m §Ìo bôt TC0.4 Tr¹m §Ìo bôt 3 1 35 103.26 102.07 OK

Tr¹m CÇu muèi TC0.4 Tr¹m CÇu muèi 3 2 35 101.46 99.92 OK

Tr¹m §«ng bÇu 3 1 35 103.12 102.03 OK

3 3 3 3 35 35 102.78 102.78 101.91 101.91 OK OK

Tr¹m Ho¸ Thîng 3 1 35 104.04 102.19 OK

Tr¹m §inh th«ng 3 1 35 103.83 102.14 OK

TG HÝch 3 2 35 101.27 99.65 OK

Tr¹m Quang s¬n 3 1 35 104.26 102.24 OK TC0.4 Tr¹m §«ng bÇu Tr¹m TG Nói Voi TC6TG Nói Voi m¸y 1 Tr¹m TG Nói Voi TC6 TG Nói Voi m¸y2 TC0.4 Tr¹m Ho¸ Th- îng TC0.4 Tr¹m §inh th«ng TC6 TG HÝch TC0.4 Tr¹m Quang s¬n

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

3 1 Tr¹m K20 TC0.4 Tr¹m K20 35 104.78 102.35 OK 3200- 35/6.3 3200- 35/6.3 100- 35/0.4 180- 35/0.4 75-35/0.4 75-35/0.4 100- 35/0.4 75-35/0.4 75-35/0.4 100- 35/0.4 75-35/0.4 160- 6.3/0.4 100- 35/0.4 1000-35/6 1000-35/6 180- 35/0.4 180- 35/0.4 1000-35/6 250- 35/0.4 100- 35/0.4

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Tr¹m níc kho¸ng 3 1 35 104.92 102.38 OK TC0.4 Tr¹m níc kho¸ng

Tr¹m La hiªn 1 TC0.4 Tr¹m La hiªn 1 3 1 35 103.05 101.97 OK

Tr¹m La hiªn 4 TC0.4 Tr¹m La hiªn 4 3 1 35 104.28 102.24 OK

Tr¹m La hiªn 5 TC0.4 Tr¹m La hiªn 5 3 1 35 104.50 102.29 OK 100- 35/0.4 250- 35/0.4 100- 35/0.4 100- 35/0.4

Tr¹m Cóc ®êng 1 50-35/0.4 3 1 35 102.26 101.80 OK

Tr¹m Cóc ®êng 2 50-35/0.4 3 1 35 104.28 102.24 OK TC0.4Tr¹m Cóc ®êng 1 TC0.4 Tr¹m Cóc ®êng 2

Tr¹m Vò TrÊn TC0.4 Tr¹m Vò TrÊn 3 1 35 104.68 102.33 OK

k35 17nghinh têng 1 1 35 104.84 102.37 OK

Tr¹m La hiªn 2 TC0.4 Tr¹m La hiªn 2 3 1 35 103.71 102.12 OK

Tr¹m La hiªn 3 TC0.4 Tr¹m La hiªn 3 3 1 35 103.81 102.14 OK

Tr¹m Lang lai 1 3 1 35 103.94 102.17 OK

Tr¹m Ph¬ng ®«ng 3 1 35 103.12 101.99 OK TC0.4 Tr¹m Lang lai 1 TC0.4 Tr¹m Ph¬ng ®«ng 100- 35/0.4 AC70/11 180- 35/0.4 100- 35/0.4 320- 35/0.4 100- 35/0.4

Tr¹m Tróc mai TC0.4 Tr¹m Tróc mai 3 1 35 103.09 101.98 100- 35/0.4 OK

Tr¹m Lµng hang 3 1 35 103.52 102.07 OK

Tr¹m Lµng ChiÒng 3 1 35 102.92 101.94 OK TC0.4 Tr¹m Lµng hang TC0.4 Tr¹m Lµng ChiÒng

TG Vâ Nhai TC6 TG Vâ Nhai 3 3 35 102.63 101.88 OK

Tr¹m Lang lai 2 3 1 35 104.06 102.19 OK

TC0.4 Tr¹m Lang lai 2 Tr¹m Kho x¨ng TC0.4 Tr¹m Kho x¨ng 100- 35/0.4 100- 35/0.4 1000- 35/10 180- 35/0.4 50-35/0.4 3 1 35 105.29 102.46 U1>;

4-Bù công suất phản kháng (số liệu xem Bảng 4.4):

Các trạm không đạt CLĐA đều có U2> nên không thể bù cố định công

suất phản kháng. Có thể bù điều khiển tập trung trên đường dây trung áp song

chi phí cao do phải sử dụng các thiết bị đóng cắt cao áp, vì vậy ta chọn giải

pháp lắp đặt tụ bù tĩnh tập trung có điều khiển (như SVC) tại thanh cái 0.4 kV

của các trạm phân phối. Các tủ tụ bù sẽ được lập trình điều khiển dung lượng

bù theo điện áp tại thanh cái 0.4 kV. Có thể sử dụng thiết bị điều khiển vô cấp

dung lượng bù như thyristor hạ áp hoặc các contactor để điều khiển dung lượng

bù theo từng nấc. Việc tính toán tối ưu dung lượng bù và lập trình điều khiển

dung lượng bù là một công việc phức tạp nhưng hoàn toàn khả thi.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Loại máy bù công suất phản kháng được kiến nghị ở đây là các thiết bị

bù có điều khiển như SVC, TCR, TSR, TSC (gọi chung là các thiết bị FACTS)

làm việc dưới sự điều khiển của các van bán dẫn Thysistor. Các máy bù này có

thể điều chỉnh từ công suất phản kháng âm đến công suất dương, giúp cho việc

giữ điện áp nút cố định. Hiện nay tai khu gang thép Thái Nguyên đã có một bộ

SVC (đấu vào điện áp 35 kV) đang hoạt động hết

sức hiệu quả trong việc ổn định điện áp của các lò hồ quang luyện thép. Tuy

nhiên, có một số hiệu ứng phụ như tạo các sóng hài bậc cao về dòng điện, gây

tổn thất phụ, dao động tần số và nhiễu cho thông tin tải ba. Ngoài ra, hiện nay

giá thành của các thiết bị FACTS còn khá cao, nên cần được xem xét cẩn thận

về hiệu quả kinh tế kỹ thuật.

Trong giới hạn của luận văn này, ta không đi sâu vào lĩnh vực tính toán

bù công suất phản kháng, nhưng xuất phát từ công suất phản kháng trên các

nhánh và giá trị điện áp ở các chế độ max, min cũng như trở kháng của các

nhánh ta có thể thử các giá trị dung lượng bù ở các chế độ, tính toán lại giá trị

điện áp bằng chương trình để tìm ra được dung lượng bù thích hợp. Kết quả sau

khi tính toán dung lượng bù và tính điều chỉnh tối ưu đầu phân áp hầu hết các

trạm đạt yêu cầu CLĐA nhưng một số trạm đã hết nấc điều chỉnh nhưng không

đạt CLĐA.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Bảng 4.4

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Nót dÇu Nót cuèi CLDA M· hiÖu BA NÊc tèi uu Q bï max Unót max Unót min CÊp ®iÖn ¸p 250-6/0.4 NÊc vËn hµnh 3 1 6 OK 0 103.88 104.91

180-6/0.4 1 3 6 104.24 105.00 OK

Tr¹m Khe mo Tr¹m Phóc Thµnh Tr¹m L÷ 575 320-6/0.4 1 3 6 OK 0 0 104.11 104.97

Tr¹m ®¸ xÎ 675 400-6/0.4 1 3 6 104.28 104.76 OK

180-6/0.4 1 3 6 OK 0 0 103.27 104.49

180-6/0.4 1 3 6 104.52 104.43 OK 50

250-6/0.4 1 3 6 102.46 104.15 OK 20

560-6/0.4 1 3 6 103.68 104.54 OK

Tr¹m X81 Tr¹m qu©n khu 675 Tr¹m ThÞ trÊn 4675 Tr¹m xim¨ng BT Tr¹m V5 Tr¹m A53 Tr¹m T601 Tr¹m V¨n h÷u 100-6/0.4 50-6/0.4 180-6/0.4 100-6/0.4 1 1 1 1 3 3 3 3 6 6 6 6 OK OK OK OK 0 0 102.97 104.27 0 104.42 104.56 10 103.11 103.92 20 103.13 103.73

Tr¹m B×nh Minh 560-6/0.4 1 3 6 103.54 103.93 OK 0

180-6/0.4 180-6/0.4 1 1 3 3 6 6 OK OK 20 102.74 103.53 20 102.33 103.42

250-6/0.4 1 3 6 103.13 103.36 OK 50

180-6/0.4 1 3 6 103.62 103.31 OK

100-6/0.4 1 3 6 OK 70 50 103.16 103.38

320-6/0.4 1 3 6 101.38 102.70 OK 150

100-6/0.4 1 3 6 103.67 102.97 OK 70

100-6/0.4 1 3 6 104.06 103.22 OK

Tr¹m Minh tiÕn Tr¹m Minh lËp Tr¹m Hoµ b×nh 1 Tr¹m Hoa b×nh 2 Tr¹m T©n long Tr¹m S«ng cÇu 1 Tr¹m S«ng cÇu 2 Tr¹m S«ng c©u 3 Tr¹m Minh lý TC0.4 Tr¹m Khe mo TC0.4 Tr¹m Phóc Thµnh TC0.4Tr¹m L÷ 575 TC0.4 Tr¹m ®¸ xÎ 675 TC0.4 Tr¹m X81 TC0.4 Tr¹m qu©n khu 675 TC0.4 Tr¹m ThÞ trÊn 4675 TC0.4 Tr¹m xim¨ng BT TC0.4 Tr¹m V5 TC0.4 Tr¹m A53 TC0.4 Tr¹m T601 TC0.4 Tr¹m V¨n h÷u TC0.4 Tr¹m B×nh Minh TC0.4 Tr¹m Minh tiÕn TC0.4 Tr¹m Minh lËp TC0.4 Tr¹m Hoµ b×nh 1 TC0.4 Tr¹m Hoa b×nh 2 TC0.4 Tr¹m T©n long TC0.4 Tr¹m S«ng cÇu 1 TC0.4 Tr¹m S«ng cÇu 2 TC0.4 Tr¹m S«ng c©u 3 TC0.4Tr¹m Minh lý 180-6/0.4 1 3 6 50 30 100.98 103.04

Tr¹m ThÞ trÊn 2 TC0.4 Tr¹m ThÞ trÊn 2 320-6/0.4 1 3 6 106.79 106.23 0

400-6/0.4 1 3 6 105.64 105.98 0

250-6/0.4 1 3 6 105.06 105.60 0

180-6/0.4 1 3 6 105.20 105.08 0

50-6/0.4 1 3 6 106.34 106.13 Tr¹m Qu©n khu 1 Tr¹m BÖnh viÖn 675 Tr¹m Linh Nham Tr¹m Bu ®iÖn 677 TC0.4 Tr¹m Qu©n khu 1 TC0.4 Tr¹m BÖnh viÖn 675 TC0.4 Tr¹m Linh Nham TC0.4 Tr¹m Bu ®iÖn 677 0

Tr¹m §¸ xÎ TC0.4 Tr¹m §¸ xÎ 250-6/0.4 1 3 6 105.51 105.95 0

Tr¹m HuyÖn uû TC0.4 Tr¹m HuyÖn uû 180-6/0.4 1 3 6 105.62 105.97 0 OK U1>; U2>; U1>; U2>; U1>; U2>; U1>; U2>; U1>; U2>; U1>; U2>; U1>; U2>;

560-6/0.4 1 3 6 104.22 105.66 U2>;

400-6/0.4 1 3 6 0 0 104.77 105.79 U2>;

250-6/0.4 1 3 6 104.57 105.74 U2>;

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Tr¹m §ång bÈm 2 Tr¹m TÊm lîp Tr¹m §ång bÈm 3 Tr¹m §«ng TC0.4 Tr¹m §ång bÈm 2 TC0.4 Tr¹m TÊm lîp TC0.4 Tr¹m §ång bÈm 3 TC0.4 Tr¹m §«ng 250-6/0.4 1 3 6 U2>; 0 0 102.88 105.37

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

320-6/0.4 3 1 6 102.81 105.35 U2>; bÈm 1 Tr¹m Lµng ®«ng bÈm 1 TC0.4 Tr¹m Lµng ®«ng 0

n2 ThÞ trÊn 3 3 1 35 103.34 101.97 OK

nót2 n4 ThÞ trÊn 1 Tù dïng 3 3 2 1 35 35 0 0 101.84 103.66 0 104.88 102.30 OK OK

n5 NhÞ Hoµ 3 1 35 102.51 101.78 OK 0

n7 Dolomit 3 1 35 104.70 102.26 OK 0

n8 K21 3 1 35 104.40 102.20 OK 0

lsoncao Linh S¬n 1 3 1 35 102.97 101.88 OK

3 1 35 OK 0 0 103.37 101.97

3 1 35 103.46 101.99 OK 0

3 1 35 103.42 101.98 OK Tr¹m TTXtiÕn Tr¹m Linh s¬n 2 Tr¹m Nam Hoa 1 TC0.4 Tr¹m TTXtiÕn TC0.4 Tr¹m Linh s¬n 2 TC0.4Tr¹m Nam Hoa 1 0

Tr¹m K22 TC0.4 Tr¹m K22 3 1 35 103.16 101.92 OK 0

3 1 35 102.79 101.84 OK 0

103.51 101.81 3 1 35 OK 0

3 1 35 103.51 101.81 OK Tr¹m Nam hoµ 2 Tr¹m TG Tr¹i cau Tr¹m TG Tr¹i cau TC0.4 Tr¹m Nam hoµ 2 TC6 m¸y1 TG Tr¹i cau TC6 m¸y 2 TG Tr¹i cau 0

3 3 1 1 35 35 OK OK 0 0 103.51 102.00 0 102.92 101.87

3 1 35 102.98 101.88 OK

Tr¹m T©n lîi Tr¹m Tr¹i §Ìo Tr¹m Lµng trµng Tr¹m Hîp tiÕn Tr¹m Má s¾t TC0.4 Tr¹m T©n lîi TC0.4 Tr¹m Tr¹i §Ìo TC0.4 Tr¹m Lµng trµng TC0.4 Tr¹m Hîp tiÕn TC0.4 Tr¹m Má s¾t 3 3 2 1 35 35 OK OK 0 0 103.44 104.01 0 103.00 101.89

Tr¹m §«n tr×nh TC0.4 Tr¹m §«n tr×nh 3 1 35 102.90 101.87 OK

Tr¹m §Ìo bôt TC0.4 Tr¹m §Ìo bôt 3 1 35 OK 0 0 103.44 101.98

Tr¹m CÇu muèi TC0.4 Tr¹m CÇu muèi 3 2 35 101.63 99.84 OK 0

Tr¹m §«ng bÇu 3 1 35 103.29 101.95 OK TC0.4 Tr¹m §«ng bÇu 180- 35/0.4 75-35/0.4 50-35/0.4 180- 35/0.4 180- 35/0.4 180- 35/0.4 180- 35/0.4 320- 35/0.4 50-35/0.4 180- 35/0.4 250- 35/0.4 180- 35/0.4 180- 35/0.4 3200- 35/6.3 3200- 35/6.3 100- 35/0.4 180- 35/0.4 75-35/0.4 75-35/0.4 100- 35/0.4 75-35/0.4 75-35/0.4 100- 35/0.4 75-35/0.4 160- 6.3/0.4 100- 35/0.4 0

TC6TG Nói Voi m¸y 1 1000-35/6 3 3 35 102.83 101.89 OK 0

TC6 TG Nói Voi m¸y2 1000-35/6 3 3 35 102.83 101.89 OK 0

3 1 35 104.08 102.17 OK 0

3 1 35 103.87 102.12 OK

3 2 35 99.63 OK 0 0 101.31

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

3 1 35 104.31 102.22 OK Tr¹m TG Nói Voi Tr¹m TG Nói Voi Tr¹m Ho¸ Th- îng Tr¹m §inh th«ng TG HÝch Tr¹m Quang s¬n TC0.4 Tr¹m Ho¸ Th- îng TC0.4 Tr¹m §inh th«ng TC6 TG HÝch TC0.4 Tr¹m Quang s¬n 180- 35/0.4 180- 35/0.4 1000-35/6 250- 35/0.4 0

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Tr¹m K20 TC0.4 Tr¹m K20 3 1 35 104.82 102.33 OK 0

3 1 35 104.96 102.36 OK Tr¹m níc kho¸ng TC0.4 Tr¹m níc kho¸ng 0

Tr¹m La hiªn 1 TC0.4 Tr¹m La hiªn 1 3 1 35 103.10 101.95 OK 0

Tr¹m La hiªn 4 TC0.4 Tr¹m La hiªn 4 3 1 35 104.33 102.22 OK 0

Tr¹m La hiªn 5 TC0.4 Tr¹m La hiªn 5 3 1 35 104.55 102.27 OK 100- 35/0.4 100- 35/0.4 250- 35/0.4 100- 35/0.4 100- 35/0.4 0

50-35/0.4 3 1 35 102.30 101.77 OK 0

50-35/0.4 3 1 35 104.32 102.22 OK Tr¹m Cóc ®êng 1 Tr¹m Cóc ®êng 2 TC0.4Tr¹m Cóc ®êng 1 TC0.4 Tr¹m Cóc ®êng 2 0

Tr¹m Vò TrÊn TC0.4 Tr¹m Vò TrÊn 3 1 35 104.73 102.31 OK

k35 17nghinh têng 1 1 35 0 0 104.89 102.35 OK

Tr¹m La hiªn 2 TC0.4 Tr¹m La hiªn 2 3 1 35 103.76 102.10 OK 0

Tr¹m La hiªn 3 TC0.4 Tr¹m La hiªn 3 3 1 35 103.86 102.12 OK 0

Tr¹m Lang lai 1 3 1 35 103.98 102.15 OK 0

103.17 101.97 3 1 35 OK Tr¹m Ph¬ng ®«ng TC0.4 Tr¹m Lang lai 1 TC0.4 Tr¹m Ph¬ng ®«ng 0

Tr¹m Tróc mai TC0.4 Tr¹m Tróc mai 3 1 35 103.13 101.96 OK 0

3 1 35 103.56 102.05 OK 0

3 1 35 102.96 101.92 OK Tr¹m Lµng hang Tr¹m Lµng ChiÒng TC0.4 Tr¹m Lµng hang TC0.4 Tr¹m Lµng ChiÒng 0

TG Vâ Nhai TC6 TG Vâ Nhai 3 3 35 102.68 101.86 OK 0

Tr¹m Lang lai 2 3 1 35 OK 104.11 102.17

TC0.4 Tr¹m Lang lai 2 Tr¹m Kho x¨ng TC0.4 Tr¹m Kho x¨ng 100- 35/0.4 AC70/11 180- 35/0.4 100- 35/0.4 320- 35/0.4 100- 35/0.4 100- 35/0.4 100- 35/0.4 100- 35/0.4 1000- 35/10 180- 35/0.4 50-35/0.4 3 1 35 U1>; 0 0 105.33 102.44

5-Thay thế một số máy biến áp có tỷ sô biến áp hợp lý:

Theo kết quả tính toán trên và so sánh với sơ đồ đường dây 381, các máy

biến áp không đạt CLĐA đều ở đầu nguồn đường dây nên đã điều chỉnh đầu

phân áp cố định về nấc thấp nhất nhưng điện áp vẫn cao. Để khắc phục tình

trạng này có thể xem xét thay các máy biến áp tại các trạm đầu nguồn, bằng các

máy biến áp có điện áp định mức cao hơn (xem B ảng 4.5)

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

Bảng 4.5

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

Nót ®Çu Tr¹m ThÞ trÊn 2 Tr¹m Qu©n khu 1 Tr¹m BÖnh viÖn 675 Tr¹m Linh Nham Tr¹m B u ®iÖn 677 Tr¹m §¸ xÎ Tr¹m HuyÖn uû Tr¹m §ång bÈm 2 Tr¹m TÊm lîp Tr¹m §ång bÈm 3 Tr¹m §«ng bÈm 1 Tr¹m Lµng ®«ng Tr¹m Kho x¨ng

Nót cuèi TC0.4 Tr¹m ThÞ trÊn 2 TC0.4 Tr¹m Qu©n khu 1 TC0.4 Tr¹m BÖnh viÖn 675 TC0.4 Tr¹m Linh Nham TC0.4 Tr¹m B u ®iÖn 677 TC0.4 Tr¹m §¸ xÎ TC0.4 Tr¹m HuyÖn uû TC0.4 Tr¹m §ång bÈm 2 TC0.4 Tr¹m TÊm lîp TC0.4 Tr¹m §ång bÈm 3 TC0.4 Tr¹m §«ng bÈm 1 TC0.4 Tr¹m Lµng ®«ng TC0.4 Tr¹m Kho x¨ng

MBA cò MBA thay thÕ 320-6.3/0.4 320-6/0.4 400-6.3/0.4 400-6/0.4 250-6.3/0.4 250-6/0.4 180-6.3/0.4 180-6/0.4 50-6.3/0.4 50-6/0.4 250-6.3/0.4 250-6/0.4 180-6.3/0.4 180-6/0.4 560-6.3/0.4 560-6/0.4 400-6.3/0.4 400-6/0.4 250-6.3/0.4 250-6/0.4 250-6.3/0.4 250-6/0.4 320-6.3/0.4 320-6/0.4 50-36.75/0.4 50-35/0.4

CÊp ®iÖn ¸p 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 35

Sau khi thay máy biến áp, tính toán, điều chỉnh tối ưu đầu phân áp cố định, kết

quả CTTQ đạt 2.160132 và toàn bộ các phụ tải cao áp, hạ áp trên đường dây

381 Quan Triều đạt chỉ tiêu chất lượng điện áp (xem phụ lục).

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

KẾT LUẬN

Từ các nghiên cứu, phân tích và tính toán của luận văn, có thể rút ra một

số kết luận sau đây:

1-Qua quá trình tính toán và khảo sát diễn biến điện áp trên lưới điện

trung áp tỉnh Thái Nguyên, nhận thấy rằng chất lượng điện áp trên lưới, nói

chung, khá đảm bảo, tuy nhiên tại các nút phụ tải cuối đường dây điện áp

thường xuyên không ổn định trong các chế độ làm việc (thấp vào cao điểm, cao

vào thấp điểm), vì vậy cần có những tính toán và biện pháp cải thiện cục bộ

theo đặc điểm của từng phụ tải.

2-Phân tích, đánh giá tiêu chuẩn chất lượng điện áp theo tiêu chuẩn độ

dao động điện áp cho phép có xét đến các chỉ tiêu tổng quát để đánh giá được

chất lượng điện áp của từng xuất tuyến hoặc của trạm khu vực, từ đó có thể đề

ra các giải pháp tổng thể nâng cao chất lượng cho lưới điện trung áp.

3- Bằng việc áp dụng các chương trình giải tích lưới điện ở chế độ xác

lập, nhằm giảm được công sức, khối lượng tính toán, thuận tiện khi cần cải tạo

lưới điện, quy hoạch và xét hiệu quả của các giải pháp trên.

Mặt khác, tiềm năng của chương trình còn có thể mở rộng trong những

bài toán xét ổn định động cho lưới, giải các bài toán với cấu trúc lưới phức tạp

hơn.

Áp dụng phần mềm này tính cho lưới điện phân phối của Thái Nguyên sẽ

góp phần nâng cao chất lượng điện áp của lưới đang vận hành và có thể nhận

được các thông số điện áp dự kiến khi cải tạo, phát triển thêm đường dây, phụ

tải.

Qua quá trình khảo sát, áp dụng phần mềm để tính toán tổn thất điện áp

trên lưới điện phân phối có hai cấp điện áp trung áp tại Thái Nguyên ta rút ra

các nhận định sau:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

-Phụ tải chênh lệch lớn giữa chế độ max và min và việc sử dụng máy

biến áp trung gian làm tăng trở kháng tương đương của đường dây dẫn từ trạm

khu vực đến phụ tải gây khó khăn cho việc điều chỉnh điện áp. Vì vậy, c ần có kế

hoạch loại trừ dần các trạm biến áp này ra khỏi cơ cấu lưới điện trung áp.

-Cần hạn chế chiều dài các đường dây 6kV hoặc 10kV vì tổn thất điện áp

trên các đường dây này rất lớn. Giải pháp hữu hiệu nhất là cải tạo tất cả các

đường d ây 6-10kV thành đường dây 22kV hoặc 35kV đồng bộ với việc thay

thế các trạm trung gian thành các trạm phụ tải 22/0,4kV hoặc 35/0,4kV.

-Bù có điều chỉnh công suất phản kháng ngay tại phụ tải là biện pháp tích

cực để nâng cao chất lượng điện áp đồng thời cũng làm giảm tổn thất điện

năng.

4-Phương hướng phát triển: Tiếp tục tìm hiểu và khai thác chương trình

tính toán trên, nghiên cứu cải thiện chất lượng điện áp trên lưới điện trung áp

Thái Nguyên trên phương diện dao động điện áp, và sóng hài, độ không sin của

điện áp.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN

TÀI LIỆU THAM KHẢO

1- Electrical Transmission and Distribution Reference Book_

WESTINGHOUSE ELECTRIC CORPORATION 1964 2- Electricity Distribution Network Design 2nd Edition_ E. Lakervi and

E. J. Holmes_2002

3- Lưới điện & Hệ thống điện - tập 1 và tập 2 _ TRẦN BÁCH _ Nhà

xuất bản khoa học và kỹ thuật _ 2000

4- Máy điện - tập 1 và tập 2 _ VŨ GIA HẠNH, TRẦN KHÁNH HÀ,

PHAN TỬ THỤ, NGUYỄN VĂN SÁU _ Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật _

1998

5- Power System Control_C. J FARHAT_Singapore Polytechnic, 1995

6- Điều khiển tối ưu chất lượng điện áp trong lưới phân phối_TRẦN

BÁCH_Tạp chí Khoa học kỹ thuật 8-1990

7- Đánh giá chất lượng điện áp của lưới phân phối_TRẦN BÁCH_Tạp

chí Khoa học kỹ thuật 10-1989

8- Giáo trình mạng điện _ NGUYỄN VĂN ĐẠM, PHAN ĐĂNG

KHẢI_ĐHBK 1990

9- Tính toán phân tích hệ thống điện _ĐỖ XUÂN KHÔI_Nhà xuất bản

Khoa học và kỹ thuật, 1998

10- Phần tử tự động trong hệ thống điện_NGUYỄN HỒNG THÁI_Nhà

xuất bản khoa học và kỹ thuật

11- Các chế độ hệ thống năng lượng

I.M. MARKOVITS - Bản dịch của Trần Đình Long, Bùi Ngọc Thư, Hà

Ngọc Trạc - Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

http://www.lrc-tnu.edu.vn