ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN
TRƯỜNG ĐẠI KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP
NÔNG THẾ CHUNG
NGHIÊN CỨU BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG TRÊN
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI, TÍNH TOÁN CHO LỘ ĐƯỜNG DÂY
375 E13.1 ĐỒNG MỎ
LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC
KỸ THUẬT ĐIỆN
THÁI NGUYÊN - NĂM 2020
ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN
TRƯỜNG ĐẠI KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP
NÔNG THẾ CHUNG
NGHIÊN CỨU BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG TRÊN
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI, TÍNH TOÁN CHO LỘ ĐƯỜNG DÂY
375 E13.1 ĐỒNG MỎ
Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã ngành: 8.52.02.01
LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC
NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:
TS. TRƯƠNG TUẤN ANH
THÁI NGUYÊN - NĂM 2020
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập – Tự do – Hạnh phúc
BẢN XÁC NHẬN CHỈNH SỬA LUẬN VĂN THẠC SĨ
Họ và tên tác giả luận văn: Nông Thế Chung
Đề tài luận văn: Nghiên cứu bù công suất phản kháng trên lưới điện phân phối, tính
toán cho lộ đường dây 375 E13.1 Đồng Mỏ.
Chuyên ngành: Kỹ thuật điện.
Mã số: : 8.52.02.01
Tác giả, Cán bộ hướng dẫn khoa học và Hội đồng chấm luận văn xác nhận tác
giả đã sửa chữa, bổ sung luận văn theo biên bản họp Hội đồng ngày 04/10/2020 với
các nội dung sau:
- Sửa sai sót về thuật ngữ, lỗi chính tả, format, in ấn.
Thái Nguyên,ngày 26 tháng 10 năm 2020
Cán bộ hướng dẫn Tác giả luận văn
TS. Trương Tuấn Anh Nông Thế Chung
CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG
PGS.TS. Võ Quang Lạp
i
LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan, đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi, được thực hiện trên
cơ sở nghiên cứu về lý thuyết và tổng hợp từ nhiều nguồn tài liệu tham khảo khác
nhau: Sách, báo, tạp chí chuyên ngành, internet, thư viện các trường, cơ quan...
Dữ liệu nghiên cứu được thu thập thực tế tại Công ty Điện lực Lạng Sơn. Các số
liệu và kết quả tính toán trong luận văn là trung thực; các đánh giá, kiến nghị đưa ra
xuất phát từ thực tiễn, kinh nghiệm và chưa từng được công bố trong bất kỳ một công
trình nào khác.
Tác giả luận văn
Nông Thế Chung
ii
MỤC LỤC
LỜI CAM ĐOAN .............................................................................................................i
MỤC LỤC ..................................................................................................................... iii
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT .............................................. viii
DANH MỤC CÁC BẢNG .............................................................................................ix
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ ......................................................................................... x
MỞ ĐẦU ......................................................................................................................... 1
1. Lý do chọn đề tài ..................................................................................................... 1
2. Mục tiêu nghiên cứu ................................................................................................ 2
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu ........................................................................... 2
4. Phương pháp nghiên cứu ......................................................................................... 3
5. Tên và bố cục của đề tài ........................................................................................... 3
CHƯƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 35KV .............................. 4
TỈNH LẠNG SƠN .......................................................................................................... 4
1.1. Công ty điện lực Lạng Sơn ................................................................................... 4
1.1.1. Cơ cấu tổ chức của Công ty điện lực Lạng Sơn ......................................... 4
1.1.2. Khối lượng quản lý vận hành của Công ty Điện lực Lạng Sơn ................. 5
1.1.3. Hiện trạng lưới điện tỉnh Lạng Sơn ............................................................ 6
1.2. Đánh giá hiện trạng lưới điện 35kV thuộc trạm biến áp 110kV E13.1 Đồng Mỏ
huyện Chi Lăng .......................................................................................................... 10
1.2.1. Chức năng, vụ của điện lực Chi Lăng ...................................................... 10
1.2.2. Đánh giá hiện trạng lưới điện trung áp 35kV thuộc trạm biến áp 110kV
E13.1 Đồng Mỏ .................................................................................................. 11
1.3. Kết luận chương 1 ............................................................................................... 14
Chương 2. BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG TRONG .............................................. 16
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ............................................................................................. 16
2.1. Một số chỉ tiêu và phương pháp đánh giá chất lượng điện ................................. 16
2.1.1. Một số chỉ tiêu cơ bản về đảm bảo chất lượng điện áp ............................ 16
2.1.1.1. Dao động điện áp ................................................................................... 16
2.1.1.2. Độ lệch điện áp ...................................................................................... 17
iii
2.1.1.3. Quy định về chất lượng điện áp ............................................................ 25
2.1.1.4. Một số quy định khác về chất lượng điện áp ........................................ 25
2.1.2. Một số phương pháp đánh giá chất lượng điện ........................................ 26
2.1.2.1. Đánh giá chất lượng điện theo mô hình xác xuất thống kê ................... 27
2.1.2.2. Đánh giá chất lượng điện theo độ lệch điện áp ..................................... 28
2.1.2.3. Đánh giá chất lượng điện theo tiêu chuẩn đối xứng .............................. 29
2.1.2.4. Đánh giá chất lượng điện theo tiêu chuẩn tích phân điện áp ................ 31
2.1.2.5. Đánh giá chất lượng điện theo tương quan giữa công suất và điện áp ...... 32
2.1.2.6. Đánh giá chất lượng điện theo độ không sin của điện áp ...................... 34
2.2. Tổng quan về bù công suất phản kháng trong lưới điện phân phối .................... 35
2.2.1. Công suất phản kháng và ý nghĩa của việc bù công suất phản kháng trong
lưới điện phân phối ............................................................................................. 35
2.2.1.1. Công suất phản kháng (CSPK) .............................................................. 35
2.2.1.2. Ý nghĩa của việc bù CSPK trong lưới phân phối .................................. 36
2.2.2. Các thiết bị tiêu thụ và nguồn phát CSPK ................................................ 37
2.2.2.1. Các thiết bị tiêu thụ công suất phản kháng ............................................ 37
2.2.2.2. Các nguồn phát công suất phản kháng trên lưới điện ........................... 38
2.2.3. Các tiêu chí bù công suất phản kháng trên lưới phân phối ...................... 43
2.2.3.1. Tiêu chí kỹ thuật .................................................................................... 43
2.2.3.2. Tiêu chí kinh tế ...................................................................................... 48
2.2.3.3. Kết luận ................................................................................................. 49
2.2.4. Một số phương pháp tính toán bù công suất phản kháng trên lưới phân
phối ..................................................................................................................... 50
2.2.4.1. Xác định dung lượng bù CSPK để nâng cao hệ số công suất cosφ....... 50
2.2.4.2. Tính bù CSPK theo điều kiện cực tiểu tổn thất công suất ..................... 51
2.2.4.3. Bù công suất phản kháng theo điều kiện điều chỉnh điện áp ................ 54
2.2.4.4. Lựa chọn dung lượng bù theo quan điểm kinh tế .................................. 65
2.2.4.5. Phương pháp tính toán lựa chọn công suất và vị trí bù tối ưu trong
mạng điện phân phối .......................................................................................... 71
2.3. Kết luận chương 2 ............................................................................................... 79
iv
Chương 3. ỨNG DỤNG PHẦN MỀM PSS/ADEPT TÍNH TOÁN BÙ ...................... 80
CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG CHO XUẤT TUYẾN ................................................. 80
ĐƯỜNG DÂY 375 TRẠM BIẾN ÁP 110 KV E13.1 ĐỒNG MỎ .............................. 80
3.1. Cơ sở phương pháp tính toán vị trí và dung lượng bù ........................................ 80
3.1.1. Giới thiệu về phần mềm PSS/ADEPT ..................................................... 80
3.1.2. Tính toán trào lưu công suất bằng phần mềm PSS/ADEPT .................... 81
3.1.2.1. Cài đặt đặt các thông số cơ bản của lưới điện ....................................... 82
3.1.2.2. Lập sơ đồ và nhập các thông số của các phần tử trên sơ đồ .................. 82
3.1.2.3. Tính toán trào lưu công suất .................................................................. 83
3.1.3. Tính toán tối ưu hóa vị trí và dung lượng bù bằng chương trình
PSS/ADEPT ....................................................................................................... 83
3.1.3.1. Cơ sở lý thuyết tính toán bù tối ưu theo phương pháp phân tích động
theo dòng tiền tệ ................................................................................................. 83
3.1.3.2. Thiết lập thông số tính toán trên phần mềm PSS/ADEPT .................... 86
3.2. Khảo sát điện áp và công suất xuất tuyến 375 trạm biến áp 110kV E13.1 Đồng
Mỏ, huyện Chi Lăng, thành phố Lạng Sơn ................................................................ 91
3.3. Tính toán vị trí và dung lượng bù kinh tế xuất tuyến 375 trạm biến áp 110kV
E13.1 Đồng Mỏ, huyện Chi Lăng, thành phố Lạng Sơn ........................................... 97
3.3.1. Tính toán vị trí, dung lượng, tổn thất công suất bù cố định và bù đóng cắt
xuất tuyết 375 trạm biến áp 110kV Đồng Mỏ .................................................... 98
3.3.1.1. Tính toán bù cố định và bù đóng cắt phía trung áp 35kV ..................... 98
3.3.1.2. Tính toán bù cố định và bù đóng cắt phía hạ áp trạm biến áp phân phối
35/0,4 kV ............................................................................................................ 99
3.3.1.3. Tổn thất công suất sau khi bù cố định và bù đóng cắt xuất tuyết 375
trạm 110kV Đồng Mỏ ...................................................................................... 100
3.3.2. Tính toán kinh tế các phương án bù của các lộ đường dây 375 trạm biến
áp 110kV E13.1 Đổng Mỏ ............................................................................... 101
3.3.2.1. Tính toán bù kinh tế phía trung áp xuất tuyến đường dây 375 trạm biến
áp 110 kV E13.1 Đồng Mỏ .............................................................................. 101
v
3.3.2.2. Tính toán bù kinh tế phía hạ áp xuất tuyến đường dây 375 trạm biến áp
110 kV E13.1 Đồng Mỏ ................................................................................... 102
3.3.2.3. Đánh giá hiệu quả việc bù phía trung áp và bù phía hạ áp .................. 103
3.4. Một số giải pháp nâng cao chất lượng điện áp xuất tuyến 375 - E13.1 Đồng
Mỏ, huyện Chi Lăng, thành phố Lạng Sơn ...................................................... 103
3.4.1. Các giải pháp về tổ chức quản lý vận hành ............................................ 103
3.4.1.1. Phân bố phụ tải hợp lý ......................................................................... 104
3.4.1.2. Chọn sơ đồ cấp điện hợp lý ................................................................. 104
3.4.1.3. Chọn điện áp ở đầu vào hộ tiêu thụ điện thích hợp ............................. 104
3.4.1.4. Điều chỉnh chế độ làm việc của phụ tải điện một cách hợp lý ............ 104
3.4.1.5. Lựa chọn tiết diện dây trung tính hợp lý ............................................. 104
3.4.1.6. Phân bố đều phụ tải giữa các pha ........................................................ 104
3.4.1.7. Không vận hành thiết bị non tải .......................................................... 105
3.4.1.8. Với lưới điện có nhiều phụ tải một pha nên chọn máy biến áp có tổ nối
dây sao-ziczăc ................................................................................................... 105
3.4.2. Các giải pháp về kỹ thuật ....................................................................... 105
3.5. Kết luận Chương 3 ............................................................................................ 105
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ..................................................................................... 107
1. Kết luận ................................................................................................................ 107
2. Kiến nghị .............................................................................................................. 108
PHỤ LỤC .................................................................................................................... 110
Phụ lục 1. Thông số phụ tải cực đại xuất tuyến 375 - E13.1 Đồng Mỏ ................... 110
Phụ lục 2. Số liệu đo tải 7 ngày mùa hè tháng 6/2018 tại xuất tuyến 375 TBA 110
kV E13.1 Đồng Mỏ .................................................................................................. 115
Phụ lục 3. Điện áp các nút xuất tuyến 375 - E13.1 không nằm trong giới hạn cho
phép khi phụ tải cực đại và cực tiểu ........................................................................ 116
Phụ lục 4. Phân bố công suất trước khi bù xuất tuyến 375 – E13.1 Đồng Mỏ khi phụ
tải cực đại và cực tiểu .............................................................................................. 119
Phụ lục 5. Điện áp và công suất xuất tuyến 375 - E13.1 khi điện áp lưới điện vận
hành với điện áp 37kV (bù tự nhiên) ....................................................................... 121
vi
Phụ lục 6. Dung lượng, vị trí bù và công suất sau khi bù phía trung áp xuất tuyến
đường dây 375 – E13.1 ............................................................................................ 125
Phụ lục 7. Dung lượng, vị trí bù và công suất sau khi bù phía hạ áp xuất tuyến
đường dây 375 – E13.1 ............................................................................................ 129
vii
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT
LĐPP Lưới điện phân phối
CLĐA Chất lượng điện áp
CCĐ Cung cấp điện
CSPK Công suất phản kháng
CSTD Công suất tác dụng
TTĐN Tổn thất điện năng
MBA Máy biến áp
SXKD Sản xuất kinh doanh
TBA Trạm biến áp
CBCNV Cán bộ công nhân viên
CSTD Công suất tác dụng
CSPK Công suất phản kháng
Power System Simulator/Advanced Distribution PSS/ADEPT Engineering Productivity Tool
viii
DANH MỤC CÁC BẢNG
Bảng 1.1. Khối lượng quản lý vận hành lưới điện trung, hạ áp.............................. 6
Bảng 1.2. Hiện trạng nguồn điện. ........................................................................... 7
Bảng 2.1. Mức nhấp nháy điện áp ........................................................................ 26
Bảng 2.2. Điện trở của máy biến áp được quy về phía U = 380 V ....................... 71
Bảng 3.1. Các thông số thiết đặt để tính toán bù kinh tế trong PSS/ADEPT ....... 90
Bảng 3.2. Các nút phía 35kV có điện áp nằm dưới giới hạn cho phép khi tải cực
đại trên đường dây 375- E13.1 ............................................................................. 92
Bảng 3.3. Các nút thanh cái hạ áp của trạm 35/0,4kV có điện áp nằm dưới giới
hạn cho phép khi tải cực đại trên đường dây 375- E13.1 ..................................... 93
Bảng 3.4. Các nút thanh cái hạ áp của trạm 35/0,4kV có điện áp nằm dưới giới
hạn cho phép khi tải cực tiểu trên đường dây 375- E13.1 .................................... 94
Bảng 3.5. Kết quả tính toán phân bố công suất trên đường dây 375 khi điện áp
thanh cái lưới trung áp đặt 35kV- E13.1 trước khi bù .......................................... 95
Bảng 3.6. Các nút có điện áp vượt quá giới hạn cho phép khi phụ tải cực đại trên
đường dây 375- E13.1 ........................................................................................... 95
Bảng 3.7. Các nút có điện áp vượt quá giới hạn cho phép khi phụ tải cực tiểu trên
đường dây 375- E13.1 ........................................................................................... 96
Bảng 3.8. Kết quả tính toán phân bố công suất trên đường dây 375 khi điện áp
thanh cái lưới trung áp đặt 37kV (Bù tự nhiên)- E13.1 ........................................ 96
Bảng 3.9. Vị trí, dung lượng bù cố định và bù đóng cắt lưới điện trung áp ......... 98
Bảng 3.10. Vị trí, dung lượng bù cố định và bù đóng cắt phía hạ áp trạm biến áp
phân phối 35/0,4 kV.............................................................................................. 99
Bảng 3.11. Kết quả tính toán tổn thất công suất trên đường dây 375- E13.1 trước
và sau khi bù phía trung áp và hạ áp ................................................................... 100
Bảng 3.12. Kết quả bù kinh tế phía trung áp khi phụ tải cực đại và cực tiểu xuất
tuyến đường dây 375 – E13.1 Đồng Mỏ ............................................................ 102
Bảng 3.13. Kết quả bù kinh tế phía hạ áp khi phụ tải cực đại và cực tiểu xuất
tuyến đường dây 375 – E13.1 Đồng Mỏ ............................................................ 102
ix
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ
Hình 2.1. Miền chất lượng điện áp ....................................................................... 18
Hình 2.2. Diễn biến của điện áp trong lưới phân phối.......................................... 21
Hình 2.3. Quan hệ độ lệch điện áp với công suất phụ tải có xét thêm độ không
nhạy của thiết bị điều áp ....................................................................................... 22
Hình 2.4. Đặc tính của đèn sợi đốt. ...................................................................... 23
Hình 2.5. Sự phụ thuộc của P, Q vào điện áp. ...................................................... 24
Hình 2.6. Sơ đồ phân tích các thành phần đối xứng. ............................................ 29
Hình 2.7. Mạch điện gồm điện trở và điện kháng ................................................ 35
Hình 2.8. Quan hệ giữa công suất P và Q ............................................................. 35
Hình 2.9. Phân phối dung lượng bù trong mạng hình tia ..................................... 51
Hình 2.10. Phân phối dung lượng bù trong mạng phân nhánh. ............................. 53
Hình 2.11. Sơ đồ mạng điện dùng máy bù đồng bộ để điều chỉnh điện áp .......... 54
Hình 2.12. Sơ đồ mạng điện có phân nhánh ......................................................... 57
Hình 2.13. Sơ đồ mạng điện kín. .......................................................................... 58
Hình 2.14. Mạng điện có đặt bù tụ điện tại hai trạm biến áp Tb và Tc ................. 59
Hình 2.15. Điều chỉnh điện áp trong mạng điện kín bằng tụ điện ........................ 60
Hình 2.16. Sơ đồ mạng điện 1 phụ tải .................................................................. 61
Hình 2.17. Sơ đồ mạch tải điện có đặt thiết bị tù. ................................................ 65
Hình 2.18. Đồ thi phụ tải phản kháng năm ........................................................... 67
Hình 2.19. Sơ đồ tính toán dung lượng bù tại nhiều điểm. .................................. 68
Hình 2.20. Đường dây chính có phụ tải phân bố đều và tập trung ....................... 72
Hình 2.21. Đường dây phụ tải tập trung và phân bố đều có một bộ tụ ................ 73
Hình 2.22. Đường dây phụ tải tập trung và phân bố đều có bù 2 bộ tụ ................ 75
Hình 2.23. Đường dây phụ tải tập trung và phân bố đều có bù 3 bộ tụ ................ 76
Hình 2.24. Đường dây phụ tải tập trung và phân bố đều có bù 4 bộ tụ ................ 77
Hình 3.1. Giao diện phần mềm PSS/ADEPT 5.0 ................................................. 81
Hình 3.2. Thẻ thiết lập thông số lưới điện ............................................................ 82
Hình 3.3. Thanh công cụ Diagram ........................................................................ 82
Hình 3.4. Giao diện hiển thị tính trào lưu công suất............................................. 83
x
Hình 3.5. Thư viện thiết lập thông số đường dây ................................................. 87
Hình 3.6. Thẻ thiết lập thông số đường dây ......................................................... 87
Hình 3.7. Thẻ thiết lập thông số máy biến áp ....................................................... 87
Hình 3.8. Đồ thị phụ tải ngày điển hình năm 2020 lộ 375 - E13.1 ....................... 88
Hình 3.9. Thẻ phân loại phụ tải ............................................................................ 89
Hình 3.10. Thẻ xây dựng đồ thị phụ tải ................................................................ 89
Hình 3.11. Hộp thoại tùy chọn cho bài toán CAPO ............................................. 89
Hình 3.12. Hộp thoại thông số thiết đặt để tính toán bù kinh tế tại thời điểm phụ
tải cực đại và cực tiểu cho bù cố định phía trung áp. ........................................... 90
Hình 3.13. Phương pháp xuất kết quả tính toán phân bố công suất ..................... 91
Hình 3.14. Phương pháp xuất kết quả các nút có điện áp không nằm trong giới
hạn cho phép ......................................................................................................... 92
xi
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Lưới điện phân phối trung áp thường phân bố rộng trong không gian, có nhiều
cấp điện áp, chiều dài đường dây lớn, nhiều rẽ nhánh và dây dẫn gồm nhiều chủng
loại. Phụ tải công nghiệp, nông nghiệp, sinh hoạt, ... của lưới phân phối thường có hệ
số công suất thấp. Để đáp ứng yêu cầu của các phụ tải điện, lưới phân phối trung áp
ngoài việc truyền tải công suất tác dụng còn phải truyền tải một lượng khá lớn công
suất phản kháng. Việc truyền tải này làm tăng tổn thất điện năng trên các phần tử của
lưới điện như máy biến áp, động cơ không đồng bộ, đường dây, ... Điều đó làm xấu
các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật vận hành lưới điện và làm xấu chất lượng điện áp ở các
hộ tiêu thụ điện.
Bài toán giảm lượng công suất phản kháng truyền tải trong lưới điện luôn được
quan tâm khi thiết kế và vận hành. Một trong những biện pháp giảm công suất phản
kháng truyền tải trên lưới điện nâng cao chất lượng điện năng là bù công suất phản
kháng. Tuy nhiên, việc tính toán dung lượng bù, vị trí lắp đặt, phương pháp điều khiển
dung lượng bù như thế nào để cân bằng tải, giảm dao động công suất, duy trì điện áp
định mức và đem lại hiệu quả kinh tế cao nhất là những bài toán chưa có lời giải chính
xác.
Mặt khác hệ thống bù công suất phản kháng chủ yếu là bù tĩnh, trạng thái làm
việc trong quá trình đóng cắt thường dẫn tới phá hỏng tụ do các xung quá điện áp và
dòng điện. Đặc biệt hầu hết các thiết bị bù không có cơ cấu tự động điều chỉnh nên
làm giảm hiệu quả bù, thậm chí có thể gây thiệt hại do quá bù. Vị trí đặt thiết bị bù
không được tính toán lựa chọn hợp lý mà thuờng đuợc chọn sao cho dễ vận hành chứ
không xét đến hiệu quả kinh tế của thiết bị, vì vậy chưa tận dụng đuợc hiệu quả làm
việc của thiết bị, dẫn đến sự lãng phí.
Hiện nay với sự phát triển nhanh chóng của nền kinh tế và khoa học kỹ thuật,
nguồn điện cũng phải đáp ứng đuợc những đòi hỏi ngày càng cao về công suất và chất
luợng điện. Vấn đề công suất phát ra phải đuợc truyền tải và tận dụng một cách hiệu
quả nhất, không để hao phí quá nhiều gây ảnh huởng đến các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật
của đơn vị. Việc suy giảm chất lượng điện làm cho thiết bị vận hành với hiệu suất
1
thấp, tuổi thọ giảm ảnh hưởng trực tiếp đến kinh tế, tài chính không những của những
hộ dùng điện mà còn ảnh hưởng trực tiếp tới các Công ty sản xuất, quản lý và truyền
tải điện năng.
Với các lý do trên, đề tài “Nghiên cứu bù công suất phản kháng trên lưới điện
phân phối, tính toán cho lộ đường dây 375 E13.1 Đồng Mỏ” là thiết thực và có ý
nghĩa thực tế cao. Nội dung chủ yếu của luận văn là nghiên cứu các phương pháp bù
công suất phản kháng, xác định dung lượng và vị trí bù tối ưu cho lưới phân phối.
Đồng thời luận văn đề xuất sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính toán dung lượng
và vị trí bù cho lưới điện 35kV thị trấn Đồng Mỏ, huyện Chi Lăng, thành phố Lạng
Sơn.
2. Mục tiêu nghiên cứu
Mục tiêu chung:
Mục tiêu chung của luận văn là nghiên cứu cơ sở lý thuyết về các giải pháp nâng
cao chất lượng điện năng và tập trung chủ yếu và chỉ tiêu chất lượng điện áp trong
khai thác và vận hành kinh tế lưới điện phân phối 35kV.
Mục tiêu cụ thể:
- Nghiên cứu các phương pháp bù công suất phản kháng trong lưới điện phân
phối trung áp 35kV.
- Nghiên cứu hiện trạng lưới điện phân phối 35kV thị trấn Đồng Mỏ, huyện Chi
Lăng, thành phố Lạng Sơn.
- Nghiên cứu các phương pháp nâng cao chất lượng điện áp của lưới điện phân
phối 35kV thị trấn Đồng Mỏ.
- Ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT mô phỏng lưới điện phân phối 35kV thị trấn
Đồng Mỏ và tính toán các số liệu phục vụ nghiên cứu của đề tài.
- Phân tích hiệu quả của việc trước và sau khi áp dụng các biện pháp cải thiện
chất lượng điện áp trong lưới điện phân phối 35kV thị trấn Đồng Mỏ.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
- Đối tượng nghiên cứu của luận văn tập trung chủ yếu ở lưới phân phối là các lộ
xuất tuyến đường dây trung áp 35kV của trạm biến áp 110 kV Đồng Mỏ E13.1 do điện
lực huyện Chi Lăng, thành phố Lạng Sơn quản lý.
2
- Phần mềm sử dụng trong đề tài: PSS/ADEPT.
4. Phương pháp nghiên cứu
- Nghiên cứu lý thuyết: Phân tích đánh giá và hệ thống hóa các công trình nghiên
cứu được công bố thuộc lĩnh vực liên quan: Bài báo, sách tham khảo, tài liệu hướng
dẫn…
- Nghiên cứu thực tiễn: Nghiên cứu thực tế thiết bị, các số liệu kỹ thuật cần thiết
của các lộ đường dây 35kV trạm 110kV 13.1 Đồng Mỏ thuộc điện lực huyện Chi Lăng
thành phố Lạng Sơn quản lý.
5. Tên và bố cục của đề tài
Tên đề tài: "Nghiên cứu bù công suất phản kháng trên lưới điện phân phối, tính
toán cho lộ đường dây 375 E13.1 Đồng Mỏ"
Chương 1: Trình bày tổng quan về lưới điện phân phối tỉnh Lạng Sơn, đánh giá
thực trạng các xuất tuyến 35kV trạm biến áp 110kV E13.1 Đồng Mỏ.
Chương 2: Trình bày các cơ sở nghiên cứu và tính toán bù công suất phản kháng
trong lưới điện phân phối. Ảnh hưởng của thiết bị bù đến thông số thiết kế và vận hành
của lưới điện phân phối. Một số phương pháp tính toán bù công suất phản kháng trên
lưới phân phối
Chương 3: Ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT tính toán bù công suất phản kháng
và áp dụng tính toán bù công suất phản kháng cho xuất tuyến đường dây 375 E13.1
Đồng Mỏ
Phần kết thúc của luận văn là kết luận và hướng nghiên cứu trong tương lai.
3
CHƯƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 35KV
TỈNH LẠNG SƠN
1.1. Công ty điện lực Lạng Sơn
1.1.1. Cơ cấu tổ chức của Công ty điện lực Lạng Sơn
Công ty Điện Lực Lạng Sơn là đơn vị sản xuất kinh doanh điện năng, hạch toán
phụ thuộc Tổng Công ty Điện Lực Miền Bắc trực thuộc Tập đoàn Điện Lực Việt Nam.
Công ty tiền thân là Nhà máy phát điện Lạng Sơn được thành lập theo Quyết định số
1240/BCNN-KB2 ngày 03 tháng 12 năm 1966 của Bộ Công nghiệp nặng. Qua nhiều
lần đổi tên, đến ngày 01 tháng 4 năm 2010 Điện lực Lạng Sơn được đổi tên thành
Công ty Điện lực Lạng Sơn theo quyết định số 223/QĐ-EVN ngày 14 tháng 4 năm
2010 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Cơ cấu tổ chức: có 23 đơn vị trực thuộc gồm 13 phòng, ban, 9 Điện lực, 01 Đội
quản lý vận hành lưới điện cao thế, cụ thể:
Các phòng, ban bao gồm:
1. Văn Phòng.
2. Phòng Kế hoạch vật tư.
3. Phòng Tổ chức&Nhân sự.
4. Phòng Kỹ thuật.
5. Phòng Tài chính kế toán.
6. Phòng Thanh tra bảo vệ&Pháp chế.
7. Phòng An toàn.
8. Phòng Quản lý đầu tư.
9. Phòng Kinh doanh.
10. Phòng Công nghệ thông tin.
11. Phòng Điều độ.
12. Phòng Kiểm tra Giám sát mua bán điện.
13. Ban Quản lý dự án.
Các đơn vị trực thuộc bao gồm:
1. Điện lực Thành Phố: Số 187, đường Nhị Thanh, p. Tam Thanh, TP. Lạng Sơn.
( quản lý cả huyện Cao Lộc).
4
2. Điện lực Lộc Bình: Số 81, đường Cách Mạng Tháng Tám, Thị trấn Lộc Bình,
Huyện Lộc Bình. ( quản lý 2 huyện Lộc Bình + Đình Lập).
3. Điện lực Văn Quan: Số 491, phố Tân Thanh 2, huyện Văn Quan.
4. Điện lực Bình Gia: Thôn Ngọc Quyến, thị trấn Bình Gia.
5. Điện lực Bắc Sơn: Số 688, Khối phố Trần Phú, TT Bắc Sơn, huyện Bắc Sơn.
6. Điện Lực Văn Lãng: Khu 1, Thị trấn Na Sầm, huyện Văn Lãng.
7. Điện lực Tràng Định: Số 3, đường 10/10, Khu 2, TT. Thất Khê, huyện. Tràng
Định.
8. Điện lực Chi Lăng: Khu Hòa Bình 1, thị trấn Chi Lăng.
9. Điện lực Hữu Lũng: Số 14, đường Chi Lăng, khu An Ninh, Thị trấn Hữu
Lũng, Huyện Hữu Lũng.
10. Đội QLVH lưới điện cao thế: Số 108, đường Nhị Thanh, phường Tam Thanh,
thành phố Lạng Sơn.
Quá trình sản xuất và kinh doanh của Công ty Điện lực Lạng Sơn là chủ yếu
nhận điện từ Tổng Công ty Điện lực Miền Bắc giao sau đó phân phối đến khách hàng
sử dụng điện. Cơ cấu tổ chức bộ máy quản lý SXKD của PC Lạng Sơn có quan hệ chặt
chẽ với nhau giữa các Điện lực Huyện, phân xưởng với các phòng ban.
1.1.2. Khối lượng quản lý vận hành của Công ty Điện lực Lạng Sơn
1. Khối lượng quản lý đường dây và trạm biến áp, khách hàng
- Hệ thống lưới 110kV tổng chiều dài 209,59 km; 05 TBA tổng công suất
275MVA;
- Lưới trung áp với tổng chiều dài 2813,9 km; 1944 TBA phân phối, tổng công
suất 485921 kVA; Trạm cắt phân đoạn gồm 95 trạm.
- Lưới hạ áp gồm tổng chiều dài 5268,36 km;
5
2. Khối lượng quản lý vận hành lưới điện trung, hạ áp
Bảng 1.1. Khối lượng quản lý vận hành lưới điện trung, hạ áp.
Khối lượng STT Nội dung Đơn vị Tài sản ĐL Tài sản KH Tổng
1 Đường dây 110kV km 206,27 3,32 209,59
2 TBA 110kV Trạm/kVA 4/250 1/25 5/275
Đường dây trung km 2.708,33 105,57 2.813,90 áp
+ Lưới 35kV 2.328,304 78,456 2.406,76 km 3
+ Lưới 22kV km 137,690 9,250 146,94
+ Lưới 10kV km 242,336 17,863 260,20
4 Đường dây hạ áp km 5.266,32 2,04 5.268,36
5 Trạm biến áp TG Trạm/kVA 06/28.000 06/20.950 12/48.950
6 Trạm biến áp PP Trạm/kVA 1.409/287.143 535/198.778 1.944/485.921
Điểm đặt/ Tụ bù 1.235/50.600 136/25.665 1.371/76.265 kVAr
Điểm đặt/ 7 + Trung áp 41/15.000 04/6.645 45/21.465 kVAr
Điểm đặt/ + Hạ áp 1.194/35.600 132/19.020 1.326/54.620 kVAr
1.1.3. Hiện trạng lưới điện tỉnh Lạng Sơn
1. Hiện trạng nguồn điện
Lạng Sơn có 05 nhà máy điện nội tỉnh tổng công suất 137,9MW, trong đó 2 NM
NĐ Na Dương (110MW) và TĐ Thác Xăng (20MW) là nối lưới 110kV. Do chưa có
trạm 220kV nên trong vận hành chủ yếu phụ thuộc NMNĐ Na Dương và hỗ trợ từ các
PC khác, các nguồn thủy điện tính ổn định không cao.
6
Bảng 1.2. Hiện trạng nguồn điện.
CS đặt Pmax Mang tải TT Tên TBA Ghi chú (MVA) (MW) (%)
1 Đồng Mỏ (E13.1) 50 28,3 56,6
2 Lạng Sơn (E13.2) 80 76,2 95,25
3 Đồng Đăng (E13.6) 80 35,5 44,38
4 Hữu Lũng (E13.7) 40 27 67,5
Các nhà máy thủy điện nhỏ: Cấm Sơn (4,5MW), Bản Quyền (1MW), Bắc Khê
(2,4MW) kết nối lưới trung áp. Các nhà máy thủy điện hoạt động ổn định sẽ giúp bổ
sung nguồn cung cấp điện cho lưới điện Công ty Điện lực Lạng Sơn, tăng độ tin cậy
cung cấp điện và giảm tổn thất điện năng.
- Hiện nay Tỉnh Lạng Sơn được cấp điện từ các đường dây 110 kV sau:
+ 01 nguồn từ trạm 220 kV Bắc Giang cấp điện đến trạm 110 kV Hữu Lũng,
thông qua ĐZ 178 E7.6 Bắc giang - ĐZ172 E13.7 Hữu Lũng.
+ Từ trạm 110 kV Hữu Lũng đến trạm 110 kV Đồng Bành thông qua ĐZ 172
E13.4 Đồng Bành- ĐZ171 E13.7 Hữu Lũng.
+ Từ trạm 110 kV Đồng Bành đến trạm 110 kV Đồng Mỏ thông qua ĐZ 171
E13.4 Đồng Bành- ĐZ172 E13.1 Đồng Mỏ.
+ Từ trạm 110 kV Đồng Mỏ đến trạm 110 kV Lạng Sơn được nối vòng qua ĐZ
171 E13.1 Đồng Mỏ-173 E13.2 Lạng Sơn.
+ 01 nguồn 110 kV từ Nhiệt điện Na dương cấp đến trạm 110 kV Lạng Sơn qua
đường dây 171 A13.0, 172 A13.0 Na dương – 171 E13.2, 172 E13.2 Lạng Sơn, khép
mạch vòng với Quảng Ninh qua ĐZ 173A13.0 – 173E5.6 Tiên Yên.
+ 01 nguồn từ NM Thủy điện Thác xăng đến Trạm 110kV Đồng Đăng qua ĐZ
171A13.5 NMTĐ Thác Xăng - ĐZ 172 E13.6 Đồng Đăng, khép mạch vòng với Cao
Bằng qua ĐZ 173A13.3 Thác Xăng – 172A16.15 TĐ Hòa Thuận – 171A16.15 TĐ
Hòa Thuận – 171E16.3 Quảng Uyên.
+ Từ trạm 110 kV Đồng Đăng đến trạm 110 kV Lạng Sơn được nối vòng qua ĐZ
171 E13.6 Đồng Đăng - 174 E13.2 Lạng Sơn.
7
2. Hiện trạng lưới điện 110kV
Lưới 110kV có liên kết với các tỉnh Bắc Giang, Quảng Ninh và Cao Bằng. Lưới
trung áp có liên kết mạch vòng 35kV với 05 tỉnh Bắc Giang, Quảng Ninh, Thái
nguyên, Cao Bằng và Bắc Kạn. Hiện đang nhận hỗ trợ nguồn qua các mạch vòng trung
áp với công suất 7,5MW.
Thuận lợi:
- Các trạm 110kV trên địa bàn đều được cấp điện 110 kV từ hai hướng hoặc ba
hướng khác nhau đảm bảo tính linh hoạt trong vận hành. Các nhà máy điện nối lưới
110kV hoạt động ổn định góp phần bổ sung nguồn cung cấp điện, giảm truyền tải cho
lưới 110kV.
- Các nhà máy điện nối lưới trung áp giúp giảm công suất truyền tải cho các
đường dây trung áp, cải thiện điện áp cuối nguồn và giảm tổn thất điện năng. Tuy
nhiên, số lượng nhà máy thủy điện còn ít, công suất nhỏ, sản lượng phát lên lưới thấp
nên hiệu quả chưa cao.
Khó khăn:
- Lạng Sơn chưa có trạm 220kV do đó hiện nay khu vực Lạng Sơn đang phụ
thuộc nguồn cấp từ nhà máy nhiệt điện Na Dương, nếu mở vòng mạch Lạng Sơn – Na
Dương thì nguồn từ Bắc Giang, Cao Bằng không đủ cấp. Vào giờ cao điểm thường
xuyên phải mở vòng đoạn Hữu Lũng – Lạng Giang (Bắc Giang) tại MC 172E13.7 Hữu
Lũng do quá tải đường dây, điện áp tại phía 110kV sau mở vòng đạt 98kV÷105kV trên
các TBA 110kV Hữu Lũng, Đồng Bành, Đồng Mỏ. Dẫn đến điện áp đầu nguồn các
xuất tuyên 35kV đạt 33,5÷36kV (định mức yêu cầu giờ cao điểm là 37,5kV ÷ 38,5kV)
gây tăng tổn thất điện năng lưới 110kV cũng như TTĐN lưới trung hạ áp (trong 4
tháng đầu năm 2020 đã có 10 lần mở vòng vào các ngày 05,12,19/01; 02,23/02;
16,18,22,29/03; 02/4).
- Số lượng TBA 110kV ít, bán kính cấp điện lưới trung áp lớn do đó nguồn cấp
điện hiện phải phụ thuộc vào các Công ty lân cận, tính chủ động không cao, điện áp
thấp.
8
- Đường dây 110kV Bắc Giang - Đồng Mỏ - Lạng Sơn tiết diện nhỏ AC150,
AC185 mang tải thường xuyên 70-80%.
Mức độ mang tải:
- Hiện nay tổng công suất tiêu thụ trên địa bàn tỉnh là 167MW, không tính trạm
chuyên dùng 110kV là 153 MW/ Tổng công suất đặt của 04 trạm biến áp 110kV là
250MVA, chiếm 61,2%. Trạm 110kV thành phố Lạng Sơn với 2 máy biến áp công
suất 2x40MVA cấp điện cho Thành phố Lạng Sơn, huyện Lộc Bình, Đình Lập, một
phần huyện Cao Lộc, Văn Quan. Công suất mang tải cao điểm đạt 76 MW, mức tải
cao chiếm 95% công suất đặt. Tăng trưởng công suất hàng năm 8,5%, ở mức trung
bình. Một số khu vực tăng trưởng nhanh gồm huyện Hữu Lũng và Thành phố Lạng
Sơn.
- Để đảm bảo điện áp lưới 35 KV cấp cho các phụ tải cuối các lộ đường dây trên
địa bàn, Công ty chuyển phương thức cấp nguồn hỗ trợ từ TBA 110KV Quang Sơn
Thái nguyên cấp cho huyện Bắc Sơn 24/24 với công suất 4MW, từ TBA 110KV Tiên
Yên Quảng Ninh cho huyện Đình Lập 24/24 với công suất 2 MW.
- Lưới điện 22kV cung cấp điện cho khu vực thành phố đều đã đầy và quá tải cục
bộ một số thời điểm, Pmax = 54MW/tổng công suất định mức dây dẫn đường trục 04
lộ ĐZ là 63MW, chiếm 85,7%. Mức mang tải đường dây cao nên làm giảm khả năng
đóng vòng khi sửa chữa hoặc sự cố, giảm độ tin cậy cung cấp điện.
3. Hiện trạng lưới điện trung áp
- Lưới điện trung áp với khối lượng 2.813,9km trải dài trên địa bàn rộng với 19
xuất truyến 35kV, 07 xuất tuyến 22kV, 10 xuất tuyến 10kV.
Thuận lợi:
Lưới điện trung áp có 05 liên lạc liên Tỉnh với cả 05 tỉnh tiếp giáp (Cao Bằng,
Bắc Kạn, Bắc Giang, Quảng Ninh, Thái Nguyên) và 13 liên lạc nội tỉnh. Việc khai
thác vận hành các mạch liên lạc giúp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.
Khó khăn:
Kết lưới trung áp yếu, đặc biệt là các đường dây 35 kV trải dài liên huyện được
đầu tư giai đoạn những năm 1980-1990 chưa được cải tạo hết. Không khai thác được
9
hết công suất đặt của các MBA 110kV. Các đường dây có chiều dài từ 500km÷600km,
bán kính cấp điện trên dưới 100km, tiết diện trục nhỏ (chủ yếu là AC95, AC70), điện
áp cuối nguồn thấp, tổn thất điện năng cao (03 đường dây). Để chống quả tải và khắc
phục tình trạng điện áp thấp cuối nguồn. Trong vận hành đã phải thực hiện phương
thức kết dây không cơ bản 24/24, nhận điện của 03 công ty Điện lực là Bắc Giang,
Quảng Ninh và Thái Nguyên (tổng 7,5MW).
Lưới điện phân phối trung áp tỉnh Lạng Sơn với khối lượng chiều dài đường dây
lớn, phân bố rộng trong không gian và gồm nhiều cấp điện áp khác nhau. Trong luận
văn đề xuất nghiên cứu một xuất tuyến đường dây trung áp 35 kV thuộc trạm biến áp
110kV E13.1 Đồng Mỏ, Huyện Chi Lăng tỉnh Lạng Sơn.
1.2. Đánh giá hiện trạng lưới điện 35kV thuộc trạm biến áp 110kV E13.1 Đồng
Mỏ huyện Chi Lăng
1.2.1. Chức năng, vụ của điện lực Chi Lăng
- Chấp hành lệnh sản xuất, phương thức vận hành của Công ty Điện lực Lạng
Sơn. Thực hiện nhiệm vụ SXKD điện năng và kinh doanh khác trên địa bàn quản lý.
- Sử dụng, khai thác vận hành các thiết bị được quản lý có hiệu quả, đảm bảo
hoàn thành các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật được giao.
- Bảo vệ, giữ gìn các tài sản, vật tư thiết bị, phối hợp với Chính quyền địa
phương thực hiện tốt công tác bảo vệ hệ thống lưới điện trên địa bàn quản lý, chống
phá hoại và lấy cắp tài sản của Công ty
- Thực hiện chế độ hạch toán nội bộ, tổng hợp và thống kê báo cáo đầy đủ, chính
xác, đúng kỳ hạn của Công ty.
- Thực hiện công tác quản lý lao động, tiền lương theo đúng chế độ phân cấp của
Công ty.
- Thực hiện việc bồi dưỡng, kèm cặp nâng cao trình độ tay nghề, nâng cao nhận
thức về các quy trình, quy phạm cho công nhân viên chức theo kế hoach phân cấp của
Công ty.
- Tổ chức khám, kiểm tra sức khoẻ định kỳ theo quy định cho toàn thể CBCNV
trong Điện lực nếu được uỷ quyền.
10
- Phối hợp với công đoàn cùng cấp triển khai thực hiện quy chế dân chủ và thoả
ước lao động tập thể.
- Triển khai áp dụng các ứng dụng tiến bộ của công nghệ thông tin phục vụ công
tác điều hành, SXKD của Điện lực.
- Đảm bảo các biện pháp an toàn trong lao động cho CBCNV trong tất cả các
hoạt động SXKD.
1.2.2. Đánh giá hiện trạng lưới điện trung áp 35kV thuộc trạm biến áp
110kV E13.1 Đồng Mỏ
Trạm biến áp 110kV E13.1 Đồng Mỏ, thuộc xã Quang Lang, huyện Chi Lăng với
công suất 2x25 MVA - 110/38,5/10,5 kV với 5 xuất tuyến ngăn lộ đường dây cấp điện
áp 35kV, trong đó có một xuất tuyến 374 làm nhiệm vụ dự phòng. Các xuất tuyến
đường dây sử dụng nhiều chủng loại dây dẫn khác nhau, đường trục chính sử dụng dây
dẫn 3xAC120, các đường rẽ nhánh từ trục chính sử dụng các dây dẫn từ 3xAC50 đến
3xAC95.
1. Hiện trạng xuất tuyến 372 trạm biến áp E13.1 Đồng Mỏ
- Xuất tuyến 372 trạm biến áp E13.1 Đồng Mỏ do điện lực Chi Lăng quản lý, cấp
điện cho một phần phụ tải huyện Chi Lăng và là lộ đường dây dự phòng cấp điện cho
một phần huyện Hữu Lũng khi cần thiết, chiều dài đường dây 20,922 km và công suất
cực đại Pmax = 3,2MW.
- Chiều dài đường dây trung áp dài, phân bố rộng trong không gian và sử dụng
các loại dây dẫn khác nhau. Phụ tải phân bố không đồng đều, tổn thất trên công suất và
tổn thất điện áp trên đường dây còn cao, một số điểm nút không đảm bảo về chất
lượng điện áp.
- Số lượng khách hàng chuyên dùng ít, chủ yếu là từ các trạm biến áp khu vực
nông thôn có lưới hạ thế bán kính cấp điện dài, cũ nát do dân đầu tư. Mặc dù đã được
cải tạo đoạn Đồng Mỏ - Hòa Lạc bằng dây 3AC-120 từ cột số 1 đến cột 128 nhưng từ
cột 128 đến trạm cắt 356 Chi Lăng - Hữu Lũng vẫn là dây 3AC-95 chưa được cải tạo.
- Tổng số trạm biến áp hạ áp 35/0,4 kV là 18 trạm, công suất định mức các máy
biến trong dải từ 31kVA đến 400kVA với tổng công suất 3792 kVA. Trong đó có 9
trạm biến áp điện lực quản lý và 9 trạm thuộc tài sản của khách hàng và huyện.
11
- Tổng chiều dài đường dây trung áp 35kV là 20,992 km, đường trục chính sử
dụng dây dẫn 3xAC120, các nhánh rẽ sử dụng các loại dây 3xAC50, 3xAC70 và
3xAC95.
2. Hiện trạng xuất tuyến 373 trạm biến áp E13.1 Đồng Mỏ
- Xuất tuyến 373 trạm biến áp E13.1 Đồng Mỏ do điện lực Chi Lăng quản lý, cấp
điện cho phụ tải dọc đường 1A từ trạm 110kV lên phía thành phố Lạng Sơn, cấp điện
các xã Mai sao, Nhân lý, Quan Sơn đường trục đường dây có liên kết mạch vòng với
đường dây 375E13.2 Lạng Sơn có tổng chiều dài 85,188km và công suất Pmax =
10,4MW.
- Tổng số trạm biến áp hạ áp 35/0,4 kV là 53 trạm, công suất định mức các máy
biến trong dải từ 50kVA đến 1000kVA với tổng công suất 13690 kVA. Trong đó có
32 trạm biến áp điện lực quản lý và 21 trạm thuộc tài sản của khách hàng và huyện.
- Tổng chiều dài đường dây trung áp 35kV xuất tuyến 373 là 85,188km, trong đó
đường trục chính từ cột 1 đến cột CD 93a-3 Bắc Thủy - Đồng Mỏ sử dụng dây dẫn
3xAC95 với tổng chiều dài 24,132km, các nhánh rẽ sử dụng các loại dây 3xAC50 và
3xAC70.
- Chiều dài đường dây trung áp dài, phân bố rộng trong không gian, sử dụng các
loại dây dẫn khác nhau, phụ tải phân bố không đều, tổn thất trên công suất và điện áp
trên đường dây còn cao, một số điểm nút không đảm bảo về chất lượng điện áp. Số
lượng khách hàng chuyên dùng ít, chủ yếu là từ các trạm biến áp khu vực nông thôn có
lưới hạ thế bán kính cấp điện dài, cũ nát do dân đầu tư.
3. Hiện trạng xuất tuyến 374 trạm biến áp E13.1 Đồng Mỏ: Dự phòng
4. Hiện trạng xuất tuyến 375 trạm biến áp E13.1 Đồng Mỏ
Xuất tuyến đường dây 375 cung cấp điện một phần huyện Chi Lăng, một phần
huyện Văn Quan, Bình Gia và toàn bộ huyện Bắc Sơn. Phụ tải chủ yếu tập trung chủ
yếu ở cuối nguồn nên đường dây có tổn thất điện năng cao, điện áp cuối nguồn thấp
gây ảnh hưởng đến sử dụng của phụ tải. Tổng chiều dài điện lực huyện Chi Lăng quản
lý xuất tuyến 375 là 82,489km và Pmax = 13,3MW.
- Tổng số trạm biến áp hạ áp 35/0,4 kV của xuất tuyến 375 trạm biến áp 110kV
E13.1 Đồng Mỏ là 283 trạm, quản lý hai trạm biến áp trung gian 35/10 kV, công suất
12
định mức các máy biến trong dải từ 31,5kVA đến 4000kVA với tổng công suất 54207
kVA. Trong đó phân về các điện lực quản lý như sau:
+ Điện lực Chi Lăng quản lý 52 trạm biến áp 35/0,4 kV. Trong đó có 46 trạm
biến áp điện lực quản lý và 6 trạm thuộc tài sản của khách hàng với tổng công suất của
tất cả các trạm là 9055 kVA.
+ Điện lực Văn Quan quản lý 44 trạm biến áp phân phối 35/0,4 kV và một trạm
biến áp trung gian 35/10 kV. Trong đó có 41 trạm biến áp điện lực quản lý và 3 trạm
thuộc tài sản của khách hàng với tổng công suất của tất cả các trạm biến áp phân phối
là 7720 kVA. Điện lực quản lý một trạm biến áp trung gian Văn Quan, cấp điện áp
35/10 kV, công suất máy biến áp 3200 kVA.
+ Điện lực Bình Gia quản lý 109 trạm biến áp 35/0,4 kV. Các trạm biến áp này
thuộc điện lực Bình Gia quản lý, không có trạm khách hàng, với tổng công suất của tất
cả các trạm là 16987 kVA.
+ Điện lực Bắc Sơn quản lý 78 trạm biến áp phân phối 35/0,4 kV và một trạm
biến áp trung gian 35/10 kV. Trong đó có 74 trạm biến áp điện lực quản lý và 3 trạm
thuộc tài sản của khách hàng với tổng công suất của tất cả các trạm biến áp phân phối
là 13245 kVA. Điện lực quản lý một trạm biến áp trung gian Bắc Sơn, cấp điện áp
35/10 kV, công suất máy biến áp 4000 kVA.
- Tổng chiều dài đường dây trung áp 35kV là 596,628 km, phân về các điện lực
quản lý như sau:
+ Điện lực Chi Lăng quản lý 82,489km đường dây trung áp 35kV. Trong đó
đường trục chính từ cột 1 đến cột 110 ĐĐ Chi Lăng - Văn Quan sử dụng dây dẫn
3xAC120 với tổng chiều dài 19,378km, đường dây các nhánh rẽ từ đường trục chính là
63,111km sử dụng dây dẫn loại 3xAC50 và 3xAC70.
+ Điện lực Văn Quan quản lý 83,973km đường dây trung áp 35kV. Trong đó
đường trục chính từ đo đếm Chi Lăng - Văn Quan đến đo đếm Văn Quan - Bình Gia
(từ vị trí 131 đến vị trí 300) sử dụng dây dẫn 3xAC120 với tổng chiều dài 26,828km,
đường dây các nhánh rẽ từ đường trục chính là 57,145km sử dụng dây dẫn loại
3xAC50 và 3xAC70.
13
+ Điện lực Bình Gia quản lý 291,846km đường dây trung áp 35kV. Trong đó
đường trục lộ 374 E13.1 từ đo đếm Văn Quan - Bình Gia đến đo đếm Bình Gia - Bắc
Sơn (từ vị trí 268 đến vị trí 375A) sử dụng dây dẫn 3xAC120 với chiều dài 20,3km,
đường dây các nhánh rẽ từ đường trục chính là 271,546km sử dụng các dây dẫn loại
3xAC50, 3xAC70, 3xAC95 và 3xAC120.
+ Điện lực Bắc Sơn quản lý 138,32km đường dây trung áp 35kV. Trong đó
đường trục từ trạm đo danh giới Bình Gia - Bắc Sơn đến trạm trung gian Bắc Sơn (từ
cột 375A đến cột 399) sử dụng dây dẫn 3xAC120 với chiều dài 4,28km, đường dây
các nhánh rẽ từ đường trục chính là 134,04km sử dụng các dây dẫn loại 3xAC50 và
3xAC70.
- Chiều dài đường dây trung áp dài, sử dụng các loại dây dẫn khác nhau, phụ tải
phân bố không đều, tổn thất trên công suất và điện áp trên đường dây còn cao, một số
điểm nút không đảm bảo về chất lượng điện áp.
5. Hiện trạng xuất tuyến 377 trạm biến áp E13.1 Đồng Mỏ
- Xuất tuyến 377 trạm biến áp E13.1 Đồng Mỏ do điện lực Chi Lăng quản lý,
cung cấp điện một phần huyện Chi Lăng và thường xuyên hỗ trợ cấp điện cho xuất
tuyết 379 Hữu Lũng với tổng chiều dài 16,33km và công suất cực đại Pmax = 1,2MW.
Điện lực Chi Lăng quản lý 14km chiều dài đường dây, sử dụng dây dẫn 3xAC-95 chưa
được cải tạo, số lượng khách hàng chuyên dùng ít, chủ yếu là từ các trạm biến áp khu
vực nông thôn có lưới hạ thế bán kính cấp điện dài, cũ nát do dân đầu tư, trong đó:
- Tổng số trạm biến áp hạ áp 35/0,4 kV là 13 trạm, công suất định mức các máy
biến trong dải từ 180kVA đến 400kVA với tổng công suất 3110 kVA. Trong đó có 10
trạm biến áp điện lực quản lý và 3 trạm thuộc tài sản của khách hàng.
- Tổng chiều dài đường dây trung áp 35kV xuất tuyến 377 là 16,33km, trong đó
đường trục chính từ cột 01 đến cột 101 ĐĐ Chi Lăng - Hữu Lũng, sử dụng dây dẫn
3xAC95 với tổng chiều dài 14,58km, các nhánh rẽ sử dụng các loại dây 3xAC50 và
3xAC70.
1.3. Kết luận chương 1
Nội dung chương 1 đã đánh giá được hiện trạng của các các xuất tuyến đường
dây từ trạm biến áp 110kV E13.1 Đồng Mỏ cho thấy: phân bố phụ tải huyện Chi Lăng
14
tập trung không đồng đều, chưa hợp lý, đường dây trung áp dài với nhiều chủng loại
và tiết diện khác nhau. Một số trạm biến áp vận hành non tải (<50%) và nhiều trạm
biến áp vận hành quá tải lớn hơn 100%. Chất lượng điện áp cho các phụ tải chưa đảm
bảo tại cuối đường dây, do đó để đảm bảo chất lượng điện áp tại các hộ phụ tải còn
gặp nhiều khó khăn trong công tác quản lý kỹ thuật và vận hành.
Với cấu trúc phức tạp của lưới điện phân phối Huyện Chi Lăng 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 điện áp, tiết kiệm kinh
phí đầu tư. Đáp ứng từ những đòi hỏi xuất phát từ thực tế vận hành lưới điện phân phối
35kV Huyện Chi Lăng, trên cơ sở đã phân tích hiện trạng các xuất tuyến như trình bày
ở trên, luận văn sẽ nghiên cứu các phương pháp cải thiện chất lượng điện áp của xuất
tuyến đường dây 375 trạm biến áp 110kV E13.1 Đồng Mỏ và ứng dụng phần mềm
PSS/ADEPT trong tính toán xác định vị trí và dung lượng bù, đề xuất các biện pháp
cải tạo để nâng cao chất lượng điện áp. Các nội dung sẽ được trình bày trong các
chương tiếp theo của luận văn.
15
Chương 2. BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG TRONG
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
2.1. Một số chỉ tiêu và phương pháp đánh giá chất lượng điện
2.1.1. Một số chỉ tiêu cơ bản về đảm bảo chất lượng điện áp
2.1.1.1. Dao động điện áp
Dao động điện áp là sự biến thiên của điện áp xảy ra trong khoảng thời gian
tương đối ngắn. Được tính theo công thức:
(2.1)
Tốc độ biến thiên từ Umin đến Umax không quá 1%/s. Phụ tải chịu ảnh hưởng của
dao động điện áp không những về biên độ dao động mà cả về tần số xuất hiện các dao
động đó. Nguyên nhân chủ yếu gây ra dao động điện áp là do các thiết bị có cosφ thấp
và các phụ tải lớn làm việc đòi hỏi đột biến về tiêu thụ công suất tác dụng và công suất
phản kháng như: các lò điện hồ quang, các máy hàn, các máy cán thép cỡ lớn, …
Dao động điện áp được đặc trưng bởi hai thông số là biên độ và tần số dao động.
Trong đó, biên độ dao động điện áp có thể xác định theo biểu thức:
(%) (2.2)
Trong đó:
+ : Tỷ lệ công suất phản kháng so với công suất định mức của MBA.
+ Q: Lượng phụ tải phản kháng thay đổi đột biến, MVAr.
+ SBA: Công suất định mức của máy biến áp cấp cho điểm tải, MVA.
Biên độ dao động điện áp sẽ phụ thuộc vào giá trị hệ số kQ. Với cùng một sự biến
đổi phụ tải Q như nhau, nếu công suất máy biến áp lớn hơn thì mức độ dao động điện
áp giảm, điều đó có nghĩa là máy biến áp có công suất càng lớn thì mức độ dao động
điện áp càng giảm, chất lượng điện năng của hệ thống càng được đảm bảo. Tuy nhiên
công suất của máy biến áp càng lớn thì dẫn tới nhiều yếu tố bất lợi khác như tổn thất
điện năng, dòng ngắn mạch cũng lớn hơn… Vì vậy việc giảm biên độ dao động là bài
16
toán rất phức tạp đòi hỏi chúng ta phải phân tích kỹ lưỡng để làm dung hòa các yếu tố
trên.
Khi cần đánh giá sơ bộ dao động điện áp khi thiết kế cấp điện, ta có thể tính toán
gần đúng như sau:
(%) (2.3)
Dao động điện áp khi lò điện hồ quang làm việc:
(%) (2.4)
Trong đó:
+ Q: Lượng công suất phản kháng biến đổi của phụ tải.
+ SB: Công suất của máy biến áp lò điện hồ quang.
+ SN: Công suất ngắn mạch tại điểm có phụ tải làm việc.
Độ dao động điện áp được hạn chế trong miền cho phép, theo TCVN quy định
dao động điện áp trên cực các thiết bị chiếu sáng như sau:
(%) (2.5)
Trong đó:
+ N: số dao động trong một giờ.
+ ∆t: Thời gian trung bình giữa hai dao động (phút).
Nếu trong một giờ có một dao động thì biên độ được phép là 7%. Đối với các
thiết bị có sự biến đổi đột ngột công suất trong vận hành chỉ cho phép ∆U đến 1,5%.
Còn đối với các phụ tải khác không được chuẩn hóa, nhưng nếu ∆U lớn hơn 15% thì
sẽ dẫn đến hoạt động sai của khởi động từ và các thiết bị điều khiển.
2.1.1.2. Độ lệch điện áp
1. Độ lệch điện áp tại phụ tải
Độ lệch điện áp tại các phụ tải là giá trị sai lệch giữa điện áp thực tế U trên cực
của các thiết bị điện so với điện áp định mức Un của mạng điện và được tính theo công
thức:
(%); (2.6)
17
Độ lệch điện áp phải thỏa mãn điều kiện: - ≤ ≤ + trong đó: -, + là giới hạn
dưới và giới hạn trên của độ lệch điện áp.
Độ lệch điện áp được tiêu chuẩn hóa theo mỗi nước. Việt Nam quy định, độ lệch
cho chiếu sáng công nghiệp và công sở, đèn pha trong giới hạn: 2,5% ≤ cp ≤ +5%.
Độ lệch cho động cơ -5,5 % ≤ cp ≤ +10 %. Các phụ tải còn lại. -5 % ≤ cp ≤ +5 %.
Với các sự cố xảy ra trên đường dây truyền tải mặc dù không gây ra mất điện cho
khách hàng do đã được bảo vệ bởi các thiết bị bảo vệ như rơle, máy cắt… Tuy nhiên
hiện tượng sụt áp vẫn xảy ra. Do đó phải đảm bảo không được tăng quá 110% điện áp
danh định ở các pha không bị sự cố đến khi sự cố bị loại trừ… Ngoài ra bên cung cấp
và khách hàng cũng có thể thoả thuận trị số điện áp đấu nối, trị số này có thể cao hơn
hoặc thấp hơn các giá trị được ban hành.
2. Độ lệch điện áp trong lưới hạ áp
Lưới phân phối hạ áp cấp điện trực tiếp cho hầu hết các thiết bị điện. Trong lưới
phân phối hạ áp các thiết bị điện đều có thể được nối với nó cả về không gian và thời
gian (tại bất kỳ vị trí nào, bất kỳ thời gian nào). Vì vậy trong toàn bộ lưới phân phối hạ
áp điện áp phải thỏa mãn tiêu chuẩn: - ≤ - ≤ +.
A
B
Lưới hạ áp
Miền CLĐA
UH
+
A
B
Trạm phân phối
1
3
2
+
Miền CLĐA
P Pmax
Pmin
UH2
UH1
-
-
a)
b)
Hình 2.1. Miền chất lượng điện áp
Từ hình 2.1a ta thấy 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 đạt yêu cầu về độ lệch
18
điện áp. Đó là điểm đầu lưới (điểm B) và điểm cuối lưới (điểm A), trong hai chế độ
max và chế độ min của phụ tải.
Phối hợp các yêu cầu trên ta lập được các tiêu chuẩn sau, trong đó quy ước số 1
chỉ chế độ max, số 2 chỉ chế độ min.
(2.7)
Như vậy độ lệch điện áp trên lưới phải nằm trong vùng gạch chéo và được gọi là
miền chất lượng điện áp. Nếu sử dụng tiêu chuẩn (2.7) thì ta phải đo điện áp tại hai
điểm A, B trong cả chế độ phụ tải max và min.
Giả thiết tổn thất điện áp trên lưới hạ áp 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 chất lượng điện áp chỉ
ở điểm B là điểm đầu của lưới phân phối hạ áp hay điện áp trên thanh cái 0,4kV của
trạm phân phối.
Ta có:
(2.8)
Trong đó là tổn thất trên lưới hạ áp trong chế độ max và min.
Thay vào (2.7) và biến đổi ta được:
(2.9)
Nếu hai bất phương trình đầu thỏa mãn vế trái thì hai bất phương trình sau cũng
thỏa mãn vế trái và nếu hai bất phương trình sau thỏa mãn vế phải thì hai bất phương
trình đầu cũng thỏa mãn vế phải hệ trên tương đương với:
(2.10)
19
Ta có thể vẽ được đồ thị biểu diễn theo tiêu chuẩn (2.10) trên hình 2.1b ứng với
hai chế độ công suất max và min 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
, sau đó lập đồ thị đánh giá chất Pmax, Pmin ta sẽ tính được = (Pmin/Pmax)/
lượng điện áp như trên hình 2.1b.
- Đo điện áp trên thanh cái trạm phân phối trong chế 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 thẳng nằm gọn trong miền chất lượng điện áp thì (CLĐA) thì
CLĐA của lưới phân phối đạt yêu cầu (đường 1).
+ Nếu đường thẳng có phần nằm bên ngoài miền CLĐA (đường 2 và 3 thì CLĐA
không đạt yêu cầu.
- Tuỳ theo vị trí của đường điện áp mà có cách thức cải thiện điện áp:
+ Đường 2: điện áp không đạt yêu cầu, 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.
+ 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 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.
3. Diễn biến của điện áp trong lưới phân phối
Phân tích lưới phân phối với cấu trúc như hình 2.2.
- Ở chế độ max:
+ Các trạm biến áp 110kV có bộ điều áp dưới tải nên điện áp đầu nguồn đạt độ
lệch E1 so với điện áp định mức. Khi truyền tải trên đường dây 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).
20
+ 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.
Hình 2.2. Diễn biến của điện áp trong lưới phân phối
+ 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 (đường 2). Nếu
đường điện áp nằm trọn trong miền chất lượng điện áp (miền gạch chéo) thì chất lượng
điện áp đạt yêu cầu, ngược lại là không đạt, khi đó cần phải có các biện pháp điều
chỉnh.
Áp dụng tiêu chuẩn (2.7), 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, 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, đưa ra tiêu chuẩn tổng quát sau:
Từ sơ đồ trên ta lập được biểu thức tính toán:
21
(2.11)
Xét thêm độ không nhạy của thiết bị điều áp ta rút ra hai tiêu chuẩn:
(2.12)
Tiêu chuẩn (2.12) cho phép đánh giá chất lượng điện áp của toàn lưới hạ áp tại
điểm B là thanh cái của máy biến áp hạ áp khi đã biết tổn thất điện áp trong lưới hạ áp
ở chế độ max UH1 và chế độ min UH2.
Hình 2.3. Quan hệ độ lệch điện áp với công suất phụ tải
có xét thêm độ không nhạy của thiết bị điều áp
Tiêu chuẩn (2.12) được vẽ trên hình 2.3 theo quan hệ với công suất phụ tải, giả
thiết quan hệ này là tuyến tính. Miền gạch chéo là miền chất lượng điện áp, nghĩa là
khi độ lệch điện áp nằm trong miền này thì chất lượng. 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 với trục ngang là độ lệch điện áp B1, chất lượng điện áp
được đảm bảo khi B1 nằm trong miền giữa - + U1+ và + - .
22
4. Ảnh hưởng của điện áp đến sự làm việc của phụ tải
Trong thực tế ta thấy khi làm việc với các thiết bị điện sử dụng chất lượng điện
kém và điện áp thường xuyên dao động nó sẽ gây ra những tác động không tốt đến sức
khỏe người lao động, giảm hiệu suất làm việc và tuổi thọ của thiết bị điện. Ta có thể
nhận thấy sự ảnh hưởng này đối với các thiết bị cụ thể như sau:
Đối với động cơ
Mô men của động cơ không đồng bộ tỷ lệ với bình phương điện áp U đặt vào
động cơ. Đối với động cơ đồng bộ khi điện áp thay đổi làm cho momen quay thay đổi,
khả năng phát công suất phản kháng của máy phát và máy bù đồng bộ giảm đi khi điện
áp giảm quá 5% so với định mức. Vì vậy bất kỳ sự thay đổi điện áp nào cũng tác động
không tốt đến sự làm việc của các động cơ.
Đối với thiết bị chiếu sáng
Các thiết bị chiếu sáng rất nhạy cảm với điện áp, khi điện áp giảm 2,5% thì
quang thông của đèn dây tóc giảm 9%. Đối với đèn huỳnh quang khi điện áp tăng 10%
thì tuổi thọ của nó giảm (2025)%, với các đèn có khí, khi điện áp giảm xuống quá
20% định mức thì nó sẽ tắt và nếu duy trì độ tăng điện áp kéo dài thì có thể cháy bóng
đèn. Đối với các đèn hình khi điện áp nhỏ hơn 95% điện áp định mức thì chất lượng
hình ảnh bị méo. Các đài phát hoặc thu vô tuyến, các thiết bị liên lạc bưu điện, các
thiết bị tự động hóa rất nhạy cảm với sự thay đổi của điện áp. Như khi xảy ra dao động
điện áp nó sẽ gây ra dao động ánh sáng, làm hại mắt người lao động, gây nhiễu máy
thu thanh, máy thu hình và thiết bị điện tử. Chính vì thế độ lệch điện áp cho phép đối
với các thiết bị chiếu sáng và thiết bị điện tử được quy định nhỏ hơn so với các thiết bị
điện khác.
Hình 2.4. Đặc tính của đèn sợi đốt.
23
* Các dụng cụ đốt nóng, các bếp điện trở:
Công suất tiêu thụ trong các phụ tải loại này tỷ lệ với bình phương điện áp đặt
vào. Khi điện áp giảm hiệu quả đốt nóng của các phần tử giảm rõ rệt. Đối với các lò
điện sự biến đổi điện áp ảnh hưởng nhiều đến đặc tính kinh và tế kỹ thuật.
Đối với nút phụ tải tổng hợp
Khi thay đổi điện áp ở nút phụ tải tổng hợp bao gồm các phụ tải thành phần thì
công suất tác dụng và phản kháng do nó sử dụng cũng biến đổi theo đường đặc tính
tĩnh của phụ tải.
Hình 2.5. Sự phụ thuộc của P, Q vào điện áp.
Ta thấy công suất tác dụng ít chịu ảnh hưởng của điện áp so với công suất phản
kháng. Khi điện áp giảm thì công suất tác dụng và công suất phản kháng đều giảm,
đến một giá trị điện áp Ugh nào đó, nếu điện áp tiếp tục giảm công suất phản kháng
tiêu thụ tăng lên, hậu quả là điện áp lại càng giảm và phụ tải ngừng làm việc, hiện
tượng này gọi là hiện tượng thác điện áp, có thể xảy ra với một nút phụ tải hay toàn
hệ thống điện khi điện áp giảm xuống (7080)% so với điện áp định mức ở nút phụ
tải. Đây là một sự cố vô cùng nguy hiểm cần phải có biện pháp ngăn chặn kịp thời.
Đối với hệ thống điện
Sự biến đổi điện áp ảnh hưởng đến các đặc tính kỹ thuật của bản thân hệ thống
điện. Điện áp giảm sẽ làm giảm công suất phản kháng do máy phát điện và các thiết bị
bù sinh ra. Đối với máy biến áp, khi điện áp tăng, làm tăng tổn thất không tải, tăng độ
24
cảm ứng từ trong lõi thép gây phát nóng cục bộ. Khi điện áp tăng quá cao có thể chọc
thủng cách điện.
2.1.1.3. Quy định về chất lượng điện áp
- Các cấp điện áp danh định trong hệ thống điện phân phối: 110kV, 35kV, 22kV,
15kV, 10kV, 0,6kV và 0,4kV.
- Trong chế độ vận hành bình thường điện áp vận hành cho phép tại điểm đấu nối
được phép dao động so với điện áp danh định như sau:
+ Tại điểm đấu nối với Khách hàng sử dụng điện: ±05%;
+ Tại điểm đấu nối với nhà máy điện: + 10% và -05%;
+ Trường hợp nhà máy điện và khách sử dụng điện đấu nối vào cùng một thanh
cái trên lưới điện phân phối thì điện áp tại điểm đấu nối do Đơn vị phân phối điện
quản lý vận hành lưới điện khu vực quyết định đảm bảo phù hợp với yêu cầu kỹ thuật
vận hành lưới điện phân phối và đảm bảo chất lượng điện áp cho khách hàng sử dụng
điện.
- Trong chế độ sự cố đơn lẻ hoặc trong quá trình khôi phục vận hành ổn định sau
sự cố, cho phép mức dao động điện áp tại điểm đấu nối với Khách hàng sử dụng điện
bị ảnh hưởng trực tiếp do sự cố trong khoảng +05% và -10% so với điện áp danh định.
- Trong chế độ sự cố nghiêm trọng hệ thống điện truyền tải hoặc khôi phục sự cố,
cho phép mức dao động điện áp trong khoảng ±10% so với điện áp danh định.
- Trường hợp Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có yêu cầu chất lượng
điện áp cao hơn so với quy định, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có thể thỏa
thuận với Đơn vị phân phối điện hoặc Đơn vị phân phối và bán lẻ điện.
2.1.1.4. Một số quy định khác về chất lượng điện áp
1. Quy định về cân bằng pha
Trong chế độ làm việc bình thường, thành phần thứ tự nghịch của điện áp pha
không vượt quá 3% điện áp danh định đối với cấp điện áp 110kV hoặc 5% điện áp
danh định đối với cấp điện áp trung áp và hạ áp.
2. Quy định về nhấp nháy điện áp
- Trong điều kiện vận hành bình thường, mức nhấp nháy điện áp tại mọi điểm
đấu nối không được vượt quá giới hạn quy định trong Bảng 2.2:
25
Trong đó:
+ Pst: Mức nhấp nháy điện áp ngắn hạn: giá trị đo được trong khoảng thời gian 10
phút bằng thiết bị đo tiêu chuẩn theo IEC868. Pst95% là ngưỡng giá trị của Pst sao cho
trong khoảng 95% thời gian đo (ít nhất một tuần) và 95% số vị trí đo Pst không vượt
quá giá trị này.
Bảng 2.1. Mức nhấp nháy điện áp
Cấp điện áp Mức nhấp nháy cho phép
Pst95% = 0,80 110 kV Plt95% = 0,60
Pst95% = 1,00 Trung áp Plt95% = 0,80
Pst95% = 1,00 Hạ áp Plt95% = 0,80
+ Plt: Mức nhấp nháy điện áp dài hạn được tính từ 12 kết quả đo Pst liên tiếp
(trong khoảng thời gian 02 giờ), theo công thức:
(2.13)
Plt95% là ngưỡng giá trị của Plt sao cho trong khoảng 95 % thời gian đo (ít nhất 01
tuần) và 95 % số vị trí đo Plt không vượt quá giá trị này.
- Tại điểm đấu nối trung và hạ áp, mức nhấp nháy ngắn hạn (Pst) không được
vượt quá 0,9 và mức nhấp nháy dài hạn (Plt) không được vượt quá 0,7 theo tiêu chuẩn
IEC1000-3-7.
2.1.2. Một số phương pháp đánh giá chất lượng điện
Đánh giá chất lượng lưới điện là một công việc có ý nghĩa hết sức quan trọng đưa
ra các giải pháp nhằm hạn chế những ảnh hưởng hay tác hại không mong muốn do
chất lượng điện thấp gây ra. Từ đó cho chúng ta mô hình tốt nhất về các giải pháp
nhằm nâng cao chất lượng điện. Trong phần này ta sẽ nghiên cứu một số biện pháp
chủ yếu có thể sử dụng để phân tích đánh giá một lưới điện và tùy thuộc những điều
kiện cụ thể mà chúng ta chọn một phương pháp đánh giá hợp lý.
26
2.1.2.1. Đánh giá chất lượng điện theo mô hình xác xuất thống kê
Độ lệch điện áp là một đại lượng ngẫu nhiên tuân theo luật phân phối chuẩn, nên
hàm mật độ có dạng:
(2.14)
Trong đó:
+ : Độ lệch điện áp so với giá trị định mức.
+ : Kỳ vọng toán của độ lệch điện áp, xác định bởi:
(%); (2.15)
Trong đó:
+ Utb: Điện áp trung bình trong khoảng thời gian T.
+ T: Thời gian khảo sát, h.
+ : Độ lệch trung bình bình phương của độ lệch điện áp, xác định theo phương
sai:
(2.16)
Giữa độ lệch chuẩn của độ lệch điện áp và độ lệch chuẩn của điện áp u có
mối quan hệ:
(2.17)
Theo quy tắc “ba xích ma” điện áp nằm trong phạm vi:
Umin = Utb - 3u U Utb + 3u = Umax.
Lấy Umax – Umin = 6u ta có:
; (2.18)
Điện áp trung bình được xác định:
; (2.19)
27
Xác suất chất lượng là xác suất mà độ lệch điện áp của mạng điện nằm trong giới
hạn cho phép:
PCL = p(- < < +) = = F(x2) - F(x1)
Trong đó:
; ;
F(x) là hàm Laplace, nếu là hàm lẻ thì F(-x) = - F(x).
Xác suất chất lượng của cả đường dây được tính theo công thức:
; (2.20)
Trong đó: Pj - Công suất tác dụng tại điểm j ta xét.
Khi đó ta tính được, thời gian chất lượng:
(2.21) TCL = pCL.T (h);
Điện năng chất lượng:
(2.22) ACL = pCL.A;
Trong đó: A là tổng điện năng tiêu thụ trong thời gian T.
Độ bất định của điện áp được xác định: .
Các đại lượng H, , là những đại lượng đóng vai trò quan trọng không chỉ
trong việc đánh giá chất lượng điện mà còn trong việc xác định các chỉ tiêu kinh tế -
kỹ thuật có liên quan đến chất lượng điện.
2.1.2.2. Đánh giá chất lượng điện theo độ lệch điện áp
Ta biết rằng hao tổn điện áp trong mạng điện được xác định theo công thức:
(V); (2.23)
Trong đó:
+ P, Q: Công suất tác dụng và phản kháng.
+ R, X: Điện trở tác dụng và phản kháng.
+ Un: Điện áp định mức của mạng điện.
28
Điện áp tại đầu vào của thiết bị dùng điện được xác định theo biểu thức:
U = Un - ∆U
Độ lệch điện áp tại đầu của hộ dùng điện được xác định:
(%); (2.24)
So sánh giá trị này với độ lệch điện áp cho phép đối với các loại thiết bị dùng
điện ta có thể đánh giá được chất lượng điện áp của lưới. Điện áp được coi là đảm bảo
nếu .
2.1.2.3. Đánh giá chất lượng điện theo tiêu chuẩn đối xứng
1. Cơ sở lý thuyết
Khi một hệ thống 3 pha xảy ra mất đối xứng chúng ta hoàn toàn có thể phân tích
chúng thành 3 hệ thống véc tơ đối xứng: thứ tự thuận, thứ tự nghịch và thứ tự không.
Khi đó véc tơ điện áp bằng tổng véc tơ thành phần:
Hình 2.6. Sơ đồ phân tích các thành phần đối xứng.
Ta luôn có:
29
Giải hệ phương trình ta có:
;
Trong đó a là toán tử quay:
a = ej120 ; a2 = ej240 ; a2 + a + 1 = 0
Tương tự ta có độ lệch về dòng điện:
; ;
2. Các bước tính
Tính toán không đối xứng theo dòng điện hoặc điện áp
Trong lưới điện 3 pha 4 dây, với A = B = C = tb, các thành phần dòng điện
được xác định theo biểu thức:
; ; ;
M1t = (UA+UB+UC).cos.
M1a = (UA+UB+UC).sin.
M2t = UAcos - (UB+UC).cos - (UB-UC).sin;
M2a = UAsin - (UB+UC).sin + (UB-UC).cos;
M0t = UAsin - (UB+UC).sin - (UB-UC).cos;
- Hệ số không đối xứng điện áp:
(%) (2.25) Kkđx(U) =
- Hệ số không cân bằng điện áp:
(%) (2.26) Kkcb(U) =
30
Với dòng điện ta kiểm tra tương tự. Giá trị cho phép của hệ số phi cân bằng xác
định phụ thuộc vào đốt nóng của các phần tử lưới điện, theo tiêu chuẩn của Việt Nam
quy định giá trị này không quá 5% với lưới dưới 110 kV, còn lưới trên 110 kV là 3%
của giá trị danh định.
Tính toán độ đối xứng theo phương pháp xác suất
Giả sử ta có m thụ điện 1 pha được đóng, với xác suất đóng của các thụ điện
trung bình là p. Theo Becnuli, xác suất đóng n thụ điện vào lưới được xác định theo
biểu thức:
(2.27)
Trong đó:
+ : Tổ hợp chập m của n phần tử.
+ m: Số thụ điện 1 pha.
+ p, q: Xác xuất đóng và không đóng thụ điện vào lưới.
Giả sử số lượng thụ điện được mắc đều ở các pha, xác suất ở các pha là n1, n2, n3.
Ta có n1 + n2 + n3 = n.
(2.28)
Khi mạng đối xứng thì n1 = n2 = n3 = n;
Xác suất mạng đối xứng:
(2.29) Pđx =
Xác suất đối xứng toàn mạng là:
(2.30) Pđx =
Xác suất không đối xứng toàn mạng điện là:
(2.31) Pkđx = 1 - Pđx
2.1.2.4. Đánh giá chất lượng điện theo tiêu chuẩn tích phân điện áp
Vì số lượng phụ tải trong lưới điện rất lớn, chúng ta không thể hạn chế độ lệch
điện áp và tiêu chuẩn hoá đối với từng thụ điện riêng mà phải đặt ra chỉ tiêu trung bình
đối với toàn bộ nhóm tiêu thụ. Nghĩa là chỉ nói đến giá trị trung bình chứ không nói
đến giá trị tức thời thực tế. Chính vì vậy để đánh giá chất lượng điện ta cần sử dụng
31
không những giá trị tuyệt đối mà cả khoảng thời gian của độ lệch điện áp, nghĩa là
chúng ta phải xét hàm = f(t). Với hàm này chúng ta có thể xác định điện áp trung bình
sau một chu kì xét T nào đó.
Độ lệch trung bình của điện áp so với định mức xác định bởi tích phân hàm độ
lệch điện áp (t) trong khoảng thời gian T:
; (2.32)
Tuy nhiên, giá trị trung bình của độ lệch điện áp đôi khi cho chúng ta những kết
luận nhầm lẫn, vì ở một thời điểm nhất định trị số độ lệch điện áp có thể âm hoặc
dương, dẫn đến sự triệt tiêu lẫn nhau khi thực hiện phép tính phân. Đặc trưng đầy đủ
hơn của chất lượng điện áp là độ lệch trung bình bình phương của nó hay còn gọi là độ
bất định của điện áp (H) trong khoảng thời gian T.
(2.33)
Thực tế và H có thể đo bằng vôn kế tích phân đặc biệt và được đặt tại các điểm
nút cần xét. Giá trị trung bình tổng hợp của và H trong toàn mạng điện được xác
định theo biểu thức:
(2.34)
(2.35)
Trong đó:
+ Pi: Công suất của thụ điện ở điểm tải i;
+ n: Số lượng các điểm xét.
2.1.2.5. Đánh giá chất lượng điện theo tương quan giữa công suất và điện áp
Công suất tác dụng và điện áp ở mỗi nút mạng của lưới điện là các đại lượng
ngẫu nhiên phụ thuộc vào nhau và tuân theo hàm phân bố chuẩn.
32
Với điện áp và công suất nằm trong giới hạn P1 P2 và U1 U2 ta có:
Nếu miền giới hạn của công suất là Pmin Pmax và của điện áp là khoảng giới hạn
cho phép Ucpmin Ucpmax thì khi đó xác suất chất lượng là:
Ta có điện năng chất lượng là:
Tổng điện năng tiêu thụ là:
Điện năng không chất lượng là:
(2.36) AKCL = A - ACL;
Tuy nhiên việc tính toán như trên khá phức tạp, do ta khó có thể tìm được hàm
f(P,U), nên trong thực tế ta có thể tính gần đúng ACL:
(2.37)
Trong đó:
+ Ptb, Utb: Công suất và điện áp trung bình.
+ (P, U): Mô men tương quan giữa P và U.
Thời gian chất lượng là:
; (2.38)
Điện năng chất lượng:
(2.39) ACL = TCL.Ptb;
33
2.1.2.6. Đánh giá chất lượng điện theo độ không sin của điện áp
Độ không sin được xác định thông qua hệ số:
(2.40)
Trong đó: AK.sin, A: Hao tổn điện năng ở các chế độ không sin và hình sin.
Để xác định các thành phần sóng hài bậc cao ta có thể xác định thông qua
phương pháp phân tích chuỗi Furie.
Trong đó:
T - Chu kỳ hàm số không sin;
(2.41)
Trong đó:
+ : Biên độ sóng hài.
+ : Pha của sóng hài.
Trong các biểu thức đánh giá chất lượng điện trên, không phải lưới điện nào ta
Nhận xét:
cũng áp dụng được tất cả các phương pháp đó để đánh giá chất lượng điện áp mà nó
còn phụ thuộc vào mức độ chính xác hay không, khó hay dễ, trang thiết bị kĩ thuật để
đo đếm…. Trong đó, phương pháp đánh giá chất lượng điện theo độ lệch giới hạn của
điện áp, theo mô hình xác suất thống kê, đánh giá độ đối xứng theo các thành phần đối
xứng là có thể áp dụng được hầu hết ở các lưới bởi các phương pháp này tương đối
đơn giản, thuận tiện, chính xác và dễ áp dụng
34
Với giới hạn trong đề tài, nội dung luận văn tập chung chủ yếu vào nghiên cứu và
áp dụng các biện pháp để đáp ứng các yêu cầu về chỉ tiêu về điện áp.
2.2. Tổng quan về bù công suất phản kháng trong lưới điện phân phối
2.2.1. Công suất phản kháng và ý nghĩa của việc bù công suất phản kháng
trong lưới điện phân phối
2.2.1.1. Công suất phản kháng (CSPK)
Xét sự tiêu thụ năng lượng trong một mạch điện đơn giản có tải là điện trở và
điện kháng như hình vẽ:
R
I
U
X
Hình 2.7. Mạch điện gồm điện trở và điện kháng
Mạch điện được cung cấp bởi điện áp: u = Um.sinωt
Dòng điện i lệch pha với điện áp u một góc φ:
i = Im .sin(ωt – φ) hay i = Im .(sinωt.cos φ – sinφ.cosωt)
Dòng điện tổng (i) gồm hai thành phần:
+ i’ = Im .cosφ.sinωt: có biên độ Im.cos φ cùng pha với điện áp u.
+ i’’ = Im.sinφ.cosωt = Im.sinφ.sin(ωt–π/2): có biên độ Im.sinφ chậm pha với điện
áp một góc π/2.
Công suất tương ứng với hai thành phần dòng điện i’ và i’’ là:
+ P = U.I.cosφ: công suất tác dụng.
+ Q = U.I.sinφ: công suất phản kháng.
0
P
U.I.cosφ
U.I.sinφ
S = U.I
Q
Hình 2.8. Quan hệ giữa công suất P và Q
35
Từ công thức trên ta có thể viết:
P = U.I.cosφ = Z.I(I.cosφ) = Z.I2. = R.I2 (2.42)
Q = U.I.sinφ = Z.I(I.sinφ) = Z.I2. = X.I2 (2.43)
Công suất phản kháng là thành phần công suất tiêu thụ trên điện cảm hay phát ra
trên điện dung của mạch điện.
2.2.1.2. Ý nghĩa của việc bù CSPK trong lưới phân phối
Hầu hết các thiết bị sử dụng điện đều tiêu thụ công suất tác dụng (CSTD) (P) và
CSPK (Q). Sự tiêu thụ CSPK sẽ được truyền tải trên lưới điện về phía nguồn cung cấp
CSPK, sự truyền tải công suất này trên đường dây sẽ làm tổn hao một lượng công suất
và làm cho hao tổn điện áp tăng lên đồng thời cũng làm cho lượng công suất biểu kiến
(S) tăng, dẫn đến chi phí để xây dựng đường dây tăng lên. Vì vậy việc bù CSPK cho
lưới điện sẽ có những tích cực như sau:
1. Giảm được tổn thất công suất trong mạng điện
Tổn thất công suất trên đường dây được xác định theo công thức:
(2.44)
Khi giảm CSPK truyền tải trên đường dây, ta giảm được thành phần tổn thất
công suất ∆P(Q) do CSPK gây ra.
2. Giảm được tổn thất điện áp trong mạng điện
Tổn thất điện áp được xác định theo công thức:
(2.45)
Khi ta giảm CSPK truyền tải trên đường dây, giảm được thành phần ∆U(Q) do
CSPK gây ra. Từ đó nâng cao chất lượng điện áp cho lưới điện.
3. Tăng khả năng truyền tải của đường dây và máy biến áp
Khả năng truyền tải của đường dây và máy biến áp phụ thuộc vào điều kiện pháp
nóng, tức phụ thuộc vào dòng điện cho phép của chúng. Dòng điện chạy trên dây dẫn
và máy biến áp được tính như sau:
36
(2.46)
Từ công thức (2.46) cho thấy với cùng một tình trạng phát nóng nhất định của
đường dây và máy biến áp (tức I = const) chúng ta có thể tăng khả năng truyền tải
CSTD của chúng bằng cách giảm CSPK mà chúng phải tải đi. Vì thế khi vẫn giữ
nguyên đường dây và máy biến áp, nếu giảm lượng CSPK phải truyền tải thì khả năng
truyền tải của chúng sẽ được tăng lên, góp phần làm ổn định điện áp, tăng khả năng
phát điện của máy phát điện…
Việc bù CSPK ngoài việc nâng cao hệ số công suất cosφ còn đưa đến hiệu quả là
giảm được chi phí kim loại màu tức giảm được tiết diện dây dẫn…nên tiết kiệm được
chi phí đầu tư xây dựng lưới điện. Giảm được chi phí điện năng…
2.2.2. Các thiết bị tiêu thụ và nguồn phát CSPK
2.2.2.1. Các thiết bị tiêu thụ công suất phản kháng
Trên lưới điện, CSPK được tiêu thụ ở động cơ không đồng bộ, máy biến áp,
kháng điện trên đường dây tải điện và ở các phần tử, thiết bị có liên quan đến từ
trường.
Yêu cầu về CSPK chỉ có thể giảm đến mức tối thiểu chứ không thể triệt tiêu
được vì nó cần thiết để tạo ra từ trường, yếu tố trung gian cần thiết trong quá trình
chuyển hóa điện năng.
1. Động cơ không đồng bộ
Động cơ không đồng bộ là thiết bị tiêu thụ CSPK chính trong lưới điện, chiếm
khoảng 60 65%. CSPK của động cơ không đồng bộ gồm hai thành phần:
- Một phần nhỏ công suất phản kháng được sử dụng để sinh ra từ trường tản
trong mạch điện sợ cấp.
- Phần lớn CSPK còn lại dùng để sinh ra từ trường khe hở.
2. Máy biến áp (MBA)
MBA tiêu thụ khoảng 22 đến 25% nhu cầu CSPK tổng của lưới điện, nhỏ hơn
nhu cầu của các động cơ không đồng bộ do CSPK dùng để từ hóa lõi thép máy biến áp
37
không lớn so với động cơ không đồng bộ, vì không có khe hở không khí. Nhưng do số
thiết bị và tổng dung lượng lớn, nên nhu cầu tổng CSPK của MBA cũng rất đáng kể.
CSPK tiêu thụ bởi MBA gồm hai thành phần:
- Công suất phản kháng được dùng để từ hóa lõi thép.
- Công suất phản kháng tản từ máy biến áp.
3. Đèn huỳnh quang
Thông thường các đèn huỳnh quang vận hành có một chấn lưu để hạn chế dòng
điện. Tuy theo điện cảm của chấn lưu, hệ số công suất chưa được hiệu chỉnh cosφ của
chấn lưu nằm trong khoảng 0,3 đến 0,5.
Các đèn huỳnh quang hiện đại có bộ khởi động điện từ, hệ số công suất chưa
được hiểu chỉnh cosφ thường gần bằng 1. Do vậy không cần hiệu chỉnh hệ số công
suất của thiết bị này. Tuy nhiên, khi các thiết bị điện tử này khởi động thì sinh ra các
sóng hài.
2.2.2.2. Các nguồn phát công suất phản kháng trên lưới điện
Khả năng phát CSPK của các nhà máy điện là rất hạn chế, do cosφn của nhà máy
từ 0,8 – 0,9 hoặc cao hơn nữa. Vì lý do kinh tế người ta không chế tạo các máy phát có
khả năng phát nhiều CSPK cho phụ tải. Các máy phát chỉ đảm đương một phần nhu
cầu CSPK của phụ tải, phần còn lại do các thiết bị bù đảm trách (Máy bù đồng bộ, tụ
điện).
Ngoài ra trong hệ thống điện nói chung, phải kể đến một nguồn phát CSPK nữa,
đó là các đường dây tải điện, đặc biệt là các đường cáp và đường dây siêu cao áp. Tuy
nhiên ở đây ta chỉ xét đến lưới phân phối, do vậy chỉ lưu ý đến các trường hợp đường
dây 35 kV dài và các đường cáp ngầm. Tuy nhiên CSPK phát ra từ các phần tử này
cũng không đáng kể nên nguồn phát CSPK chính trong lưới phân phối vẫn là tụ điện,
động cơ đồng bộ và máy bù.
1. Máy bù đồng bộ
Máy bù đồng bộ là loại máy điện đồng bộ chạy không tải dùng để phát hoặc tiêu
thụ CSPK. Máy bù đồng bộ là phương pháp cổ truyền để điều chỉnh liên tục CSPK.
Các máy bù đồng bộ thường được dùng trong hệ thống truyền tải, chẳng hạn ở đầu
38
vào các đường dây tải điện dài, trong các trạm biến áp quan trọng và trong các trạm
biến đổi dòng điện một chiều cao áp.
Nếu ta tăng dòng điện kích từ ikt lên (quá kích thích, dòng điện của máy bù đồng
bộ sẽ vượt trước điện áp trên cực của nó một góc 900) thì máy phát ra CSPK Qb phát
lên mạng điện. Ngược lại, nếu ta giảm dòng kích từ ikt (kích thích non, E < U, dòng
điện chậm sau điện áp 900) thì máy bù sẽ biến thành phụ tải tiêu thụ CSPK. Vậy máy
bù đồng bộ có thể tiêu thụ hoặc phát ra CSPK.
Các máy bù đồng bộ ngày nay thường được trang bị hệ thống kích thích từ nhanh
có bộ kích từ chỉnh lưu. Có nhiều phương pháp khởi động khác nhau, một phương
pháp hay dùng là khởi động đảo chiều.
2. Tụ điện tĩnh
Tụ điện tĩnh là một đơn vị hoặc một dãy đơn vị tụ nối với nhau và nối song song
với phụ tải theo sơ đồ hình sao hoặc tam giác, với mục đích sản xuất ra CSPK cung
cấp trực tiếp cho phụ tải, điều này làm giảm CSPK phải truyền tải trên đường dây. Tụ
bù tĩnh cũng thường được chế tạo không đổi (nhằm giảm giá thành). Khi cần điều
chỉnh điện áp có thể dùng tụ điện bù tĩnh đóng cắt được theo cấp, đó là biện pháp kinh
tế nhất cho việc sản xuất ra CSPK.
Tụ điện tĩnh cũng như máy bù đồng bộ làm việc ở chế độ quá kích CSPK trực
tiếp cấp cho hộ tiêu thụ, giảm được lượng CSPK truyền tải trong mạng, do đó giảm
được tổn thất điện áp.
CSPK do tụ điện phát ra được tính theo biểu thức sau:
(2.47) QC = U2.2πf.C.10-9 kVAr
Trong đó: U: điện áp, kV; f: tần số, Hz; C: điện dung, μF.
Khi sử dụng tụ điện cần chú ý phải đảm bảo an toàn vận hành, cụ thể khi cắt tụ ra
khỏi lưới phải có điện trở phóng điện để dập điện áp.
Các tụ điện bù tĩnh được dùng rộng rãi để hiệu chỉnh hệ số công suất trong các hệ
thống phân phối điện trong: công nghiệp, thành phố, khu đông dân cư và nông thôn...
Một số các tụ bù tĩnh cũng được đặt ở các trạm truyền tải.
Tụ điện là loại thiết bị điện tĩnh, làm việc với dòng điện vượt trước điện áp. Do
đó có thể sinh ra công suất phản khánh Q cung cấp cho mạng.
39
* Ưu điểm của tụ điện tĩnh:
- Suất tổn thất công suất tác dụng bé, khoảng (0,003 – 0,005) kW/kVAr.
- Không có phần quay nên lắp ráp bảo quản dễ dàng.
- Tụ điện tĩnh được chế tạo thành từng đơn vị nhỏ, có thể tùy theo sự phát triển
của phụ tải trong quá trình sản xuất mà điều chỉnh dung lượng cho phù hợp.
* Nhược điểm của tụ điện tĩnh:
- Cung cấp được ít CSPK khi có rối loạn hoặc thiếu điện, bởi vì dung lượng của
công suất phản kháng tỷ lệ bình phương với điện áp:
(2.48)
- Tụ điện có cấu tạo kém chắc chắn, dễ bị phá hỏng khi xảy ra ngắn mạch.
- Khi điện áp tăng quá 1,1Un thì tụ điện dễ bị chọc thủng.
- Khi đóng tụ điện vào mạng có dòng điện xung, còn khi cắt tụ khỏi mạng, nếu
không có thiết bị phóng điện thì sẽ có điện áp dư trên tụ.
- Bù bằng tụ điện sẽ khó khăn trong việc tự động điều chỉnh dung lương bù một
cách liên tục.
- Tụ điện tĩnh được chế tạo dễ dàng ở cấp điện áp 6 - 10 kV và 0,4 kV. Thông
thường nếu dung lượng bù nhỏ hơn 5 MVAr thì người ta dùng tụ điện, còn nếu lớn
hơn phải so sánh với máy bù đồng bộ.
3. Động cơ không đồng bộ rôto dây quấn được đồng bộ hóa
Khi cho dòng điện một chiều vào dây quấn roto của động cơ không đồng bộ thì
động cơ đó sẽ làm việc như động cơ đồng bộ, có thể điều chỉnh dòng kích từ để nó
phát ra CSPK cung cấp cho mạng.
Nhược điểm: Suất tổn thất công suất tác dụng lớn, khoảng (0,02 - 0,08)
kW/kVAr. Khả năng quá tải kém.
Vì vậy nó chỉ được phép làm việc với 75% công suất định mức và chỉ được dùng
khi không có sẵn các loại thiết bị bù khác.
4. Mạng cáp
Cảm kháng của dây dẫn là do có từ thông biến đổi khi có dòng điện chạy trên dây
dẫn, trong mạng lưới điện phân phối, dây cáp có cảm kháng rất bé vì các lõi cáp đặt rất
40
gần nhau và từ thông móc vòng qua chúng rất nhỏ. Vậy trên sơ đồ thay thế của đường
dây cáp chỉ còn có điện trở của cáp. Hay nói một cách khác, trên mạng phân phối, tổn
thất CSPK từ mạng cáp rất không đáng kể. CSPK do cáp phát ra phụ thuộc vào cấp
điện áp và tiết diện của lõi thép.
Ngoài các thiết bị bù kể trên, còn có thể dùng động cơ đồng bộ làm việc ở chế độ
quá kích từ, hoặc dùng máy phát điện làm việc ở chế độ bù để làm máy bù.
Ở các xí nghiệp có nhiều tổ máy phát điezen, làm nguồn dự phòng, khi chưa
dùng đến có thể sử dụng làm máy bù đồng bộ. Theo kinh nghiệm thực tế việc chuyển
máy phát thành máy bù không phiền phức lắm. Vì vậy biện pháp này được nhiều xí
nghiệp áp dụng.
5. Ưu nhược điểm của các nguồn phát công suất phản kháng
* Ưu điểm của tụ điện so với máy bù đồng bộ
- Chi phí cho một kVAr của tụ điện rẻ hơn so với máy bù đồng bộ. Ưu điểm này
càng nổi bật khi dung lượng càng tăng.
- Giá tiền của mỗi kVA tụ điện tĩnh ít phụ thuộc vào công suất đặt và có thể coi
như không đổi, vì vậy rất thuận tiện cho việc phân chia tụ điện tĩnh ra làm nhiều tổ
nhỏ, tùy ý lắp đặt vào nơi cần thiết. Trái lại giá tiền mỗi kVA máy bù đồng bộ lại thay
đổi tùy theo dung lượng, dung lượng máy càng nhỏ thì giá tiền càng đắt.
- Tổn thất công suất tác dụng trong tụ điện rất bé, khoảng (0,3-0,5)% công suất
của chúng, trong khi đó tổn thất trong máy bù đồng bộ lớn hơn hàng chục lần, vào
khoảng (1,33-3,2)% công suất định mức.
- Tụ điện vận hành đơn giản, độ tin cậy cao hơn máy bù đồng bộ. Trái lại máy bù
đồng bộ với những bộ phận quay, chổi than... dễ gây ra mài mòn, sự cố trong lúc vận
hành. Trong lúc vận hành, một tụ điện nào đó có thể bị hư hỏng thì toàn bộ số tụ điện
còn lại vẫn tham gia vào vận hành bình thường. Song nếu trong nhà máy chỉ có một
máy bù đồng bộ mà bị hư hỏng thì sẽ mất toàn bộ dung lượng bù, ảnh hưởng tiêu cực
khi đó sẽ rất lớn.
- Tụ điện lắp đặt, bảo dưỡng định kỳ rất đơn giản. Có thể phân ra nhiều cụm để
lắp rải trên lưới phân phối, hiệu quả là cải thiện đường cong phân bố điện áp tốt hơn.
Tụ điện không cần công nhân trông coi vận hành như máy bù đồng bộ.
41
- Tụ điện điện áp thấp còn có ưu điểm là nó được đặt sâu trong các mạng điện hạ
áp xí nghiệp, gần ngay các động cơ điện, nên làm giảm được ∆P và ∆A rất nhiều.
* Nhược điểm của tụ điện so với máy bù đồng bộ
- Máy bù đồng bộ có thể điều chỉnh trơn tương đối dễ dàng, còn tụ điện thường
chỉ được điều chỉnh theo từng cấp.
- Máy bù đồng bộ có thể phát ra hay tiêu thụ CSPK theo một cơ chế linh hoạt,
còn tụ điện chỉ có thể phát ra CSPK.
Các nhược điểm của tụ điện đã dần được khắc phục và với nhiều ưu điểm nổi trội
so với máy bù đồng bộ, ngày nay trên lưới điện phần lớn sử dụng tụ điện để bù CSPK.
Theo thống kê thì có gần 60% tụ điện được bù trên đường dây, 30% được bù tại thanh
cái trạm biến áp và khoảng 10% còn lại được bù ở hệ thống truyền tải.
* Khắc phục nhược điểm của tụ bù tĩnh bằng thiết bị điều khiển Thyristor
(SVC)
Các thiết bị bù giới thiệu ở trên không có tự động điều chỉnh, hoặc có điều chỉnh
nhưng rất chậm (như máy bù đồng bộ) hoặc điều chỉnh từng nấc. Sự phát triển vượt
bậc trong lĩnh vực điều khiển tự động, đặc biệt là kỹ thuật điện tử công suất với các
thiết bị Thyristor công suất lớn đã cho phép thực hiện các thiết bị bù điều chỉnh nhanh
(thường không quá ¼ chu kỳ tần số công nghiệp). Hiện nay các thiết bị bù có điều
khiển được xác nhận là rất tốt không những trong lưới công nghiệp mà cả trong hệ
thống điện truyền tải và phân phối.
Thiết bị bù ngang (SVC - Static Var Compensator):
Dùng để tiêu thụ CSPK, có thể điều chỉnh bằng cách tăng hay giảm góc mở của
thyristor, nó được tổ hợp từ hai thành phần cơ bản:
- Thành phần cảm kháng để tác động về mặt công suất phản kháng (có thể phát
hay tiêu thụ công suất phản kháng tùy theo chế độ vận hành).
- Thành phần điều khiển bao gồm các thiết bị điện tử như Thyristor, các cửa đóng
mở GTO (Gate Turn Off)...
Cấu tạo của SVC:
- Kháng điều chỉnh bằng thyristor – TCR (thyristor Controlled Reactor): có chức
năng điều chỉnh liên tục CSPK tiêu thụ.
42
- Kháng đóng mở bằng thyristor – TSR (Thyristor Switched Reactor): có chức
năng tiêu thụ CSPK, đóng cắt nhanh bằng Thyristor.
- Bộ tụ đóng mở bằng thyristor – TSC (Thyristor Switched Capacitor): Có chức
năng phát CSPK, đóng cắt nhanh bằng Thyristor.
Để điều chỉnh trơn tụ điện người ta dùng tụ bù CSPK có điều khiển SVC. Để
phát hay nhận CSPK người ta dùng SVC gồm tổ hợp TCR và TSC. Để bảo vệ quá áp
và kết hợp điều chỉnh tụ theo điện áp người ta lắp đặt các bộ điều khiển để đóng cắt tụ
theo điện áp.
Các thiết bị bù điều chỉnh có hiệu quả rất cao, đảm bảo ổn định được điện áp và
nâng cao tính ổn định cho hệ thống điện.
Đối với các đường dây siêu cao áp các thiết bị bù có điều khiển đôi khi là thiết bị
không thể thiếu được. Chúng làm nhiệm vụ chống quá điện áp, giảm dao động công
suất và nâng cao tính ổn định tĩnh và động.
Nhược điểm của các thiết bị bù có điều khiển là giá thành cao. Để lựa chọn và
lắp đặt các thiết bị này cần phải phân tích tính toán tỷ mỷ và so sánh các phương án
trên cơ sở các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật. Các thiết bị bù tĩnh được điều khiển bằng
thyristor là loại thiết bị bù ngang tĩnh (phân biệt với máy bù quay). CSPK được tiêu
thụ hoặc phát ra bởi các thiết bị này có thể thay đổi được bằng việc đóng mở các
thyristor.
2.2.3. Các tiêu chí bù công suất phản kháng trên lưới phân phối
2.2.3.1. Tiêu chí kỹ thuật
1. Yêu cầu về cosφ
Phụ tải của các hộ gia đình thường có hệ số công suất cao, thường là gần bằng 1,
do đó mức tiêu thụ CSPK rất ít, không thành vấn đề lớn cần quan tâm. Trái lại, các xí
nghiệp, nhà máy, phân xưởng...đại bộ phận dùng động cơ không đồng bộ, là nơi tiêu
thụ chủ yếu CSPK. Hệ số công suất của động cơ không đồng bộ phụ thuộc vào điều
kiện làm việc của động cơ, các yếu tố chủ yếu như sau:
- Dung lượng của động cơ càng lớn thì hệ số công suất càng cao, suất tiêu thụ
CSPK càng nhỏ.
43
- Hệ số công suất của động cơ phụ thuộc vào tốc độ quay của động cơ, nhất là
đối với các động cơ nhỏ. Ví dụ: Động cơ công suất 1 kW nếu quay với tối độ 3000
v/ph thì cosφ = 0,85, còn nếu quay với tốc độ 750 v/ph thì cosφ sụt xuống còn 0,65.
Công suất của động cơ không đồng bộ càng lớn thì sự cách biệt của hệ số công suất
với các tốc độ quay khác nhau càng ít.
- Hệ số công suất của động cơ không đồng bộ phụ thuộc rất nhiều vào hệ số phụ
tải của động cơ, khi quay không tải lượng CSPK cần thiết cho động cơ không đồng bộ
cũng đã bằng 60-70% lúc tải định mức. Công suất phản kháng Q cần thiết khi phụ tải
của động cơ bằng P có thể được tính theo biểu thức sau:
(2.49)
Trong đó:
+ Pn và Qn: công suất tác dụng và CSPK cần cho động cơ khi làm việc với phụ tải
định mức.
+ Qkh.tải: CSPK cần cho động cơ chạy không tải, với động cơ có cosφn = 0,9 thì
Qkh.tải = 0,6Qn, với động cơ có cosφn = 0,8 thì Qkh.tải = 0,7.Qn.
Như vậy với biểu thức trên ta thấy rằng động cơ có cosφn = 0,8 khi tải tụt xuống
còn 50% công suất định mức thì cosφ tụt xuống còn 0,6.
2. Đảm bảo mức điện điện áp cho phép
Khi có điện chạy trong dây dẫn thì bao giờ cũng có điện áp rơi, cho nên điện áp ở
từng điểm khác nhau trên lưới không giống nhau. Tất cả các thiết bị tiêu thụ điện đều
được chế tạo để làm việc tối ưu với một điện áp đặt nhất định, nếu điện áp đặt trên đầu
cực của thiết bị điện khác trị số định mức sẽ làm cho tình trạng làm việc của chúng xấu
đi, ví dụ:
* Đèn thắp sáng (sợi nung)
Khi điện áp đặt U = Un - 5%Un thì quang thông giảm đi tới 18%. Nếu điện áp
giảm đi 10% thì quang thông giảm tới 30%.
Khi điện áp đặt tăng lên 5% so với điện áp danh định thì tuổi thọ của bóng đèn bị
giảm đi một nửa, nếu tăng lên 10% thì bị giảm đi còn dưới 1/3 ...
44
* Các đồ điện gia dụng
Các đồ điện gia dụng như bếp điện, bàn là điện, lò nướng... Công suất tác dụng P
= RI2 = U2/R nên khi điện áp U giảm đi nhiều, thì kết quả phải làm việc mất nhiều thời
gian hơn, tổn thất cũng vì thế mà tăng.
* Các loại động cơ điện
Là các thiết bị chủ yếu trong các xí nghiệp công nghiệp, mômen quay M của các
động cơ không đồng bộ tỷ lệ với bình phương điện áp đặt vào đầu cực của chúng. Nếu
U giảm thì M giảm rất nhanh.
Giả sử khi điện áp đặt vào động cơ U = Un ta có tương ứng Mn = 100%, nhưng
khi điện áp đặt U = 90%Un thì mômen quay M = 81%Mn. Nếu U đặt giảm quá nhiều,
động cơ có thể bị ngừng quay, hoặc không thể khởi động được. Mômen quay của các
động cơ không đủ có thể gây ra hỏng sản phẩm hoặc làm giảm chất lượng sản phẩm.
Khi các động cơ đẩy tải mà điện áp đặt vào đầu cực của động cơ tăng 10% trong
một thời gian dài thì vật liệu cách điện trong động cơ mau hỏng vì nhiệt độ dây quấn
và lõi thép tăng cao, khi đó tuổi thọ của động cơ chỉ còn một nửa.
Vì các lý do trên, việc đảm bảo điện áp ở mức cho phép là một chỉ tiêu kỹ thuật
rất quan trọng. Trên thực tế không thể nào giữ được điện áp đặt vào đầu cực của các
thiết bị điện cố định bằng điện áp định mức mà chỉ có thể đảm bảo trị số điện áp thay
đổi trong một phạm vi nhất định theo tiêu chuẩn kỹ thuật đã cho phép mà thôi, thông
thường điện áp đặt cho phép dao động ± 5%
Độ lệch điện áp so với điện áp định mức của lưới điện:
(2.50)
U là điện áp thực tế trên cực các thiết bị dùng điện, ∆V phải thỏa mãn điều kiện
sau:∆V- ≤ ∆V ≤ ∆ V+
∆V- và ∆V+ là giới hạn dưới và giới hạn trên của đồ lệch điện áp.
- Ở nước ta, theo “Quy trình trang bị điện” độ lệch điện áp cho phép trên phụ
tải là:
+ Đối với động cơ điện: ∆V = (- 5 ÷10) %
+ Đối với các thiết bị chiếu sáng: ∆V = (- 2,5 ÷5) %
45
+ Đối với các thiết bị khác : ∆V = ± 5 %
Độ lệch điện áp là tiêu chuẩn điện áp quan trọng nhất ảnh hưởng lớn đến giá
thành hệ thống điện.
Để điện áp đặt vào phụ tải hoàn toàn đúng với điện áp định mức của phụ tải yêu
cầu là một việc làm rất khó khăn, thực tế không thể thực hiện được, vì điện áp đặt tại
các đầu cực của thiết bị điện phụ thuộc vào tổn thất điện áp. Tổn thất điện áp trong quá
trình truyền tải điện năng phụ thuộc vào thông số của mạng và chế độ vận hành của
phụ tải.
(2.51)
Từ biểu thức trên ta thấy:
- ∆U phụ thuộc vào R, X của đường dây, khi đóng hay cắt đường dây thì R và X
sẽ thay đổi
- P và Q là công suất của phụ tải, chúng luôn luôn thay đổi theo thời gian không
theo một quy luật nhất định nào.
- Nếu là mạng điện địa phương, tiết diện dây dẫn nhỏ, điện áp thấp, tức là R > X,
nên công suất tác dụng P sẽ có ảnh hưởng nhiều đến trị số ∆U.
- Nếu là mạng điện khu vực, công suất truyền tải lớn, tiết diện dây dẫn lớn, điện
áp cao, tức là X > R nên CSPK sẽ ảnh hưởng nhiều đến ∆U.
Tóm lại nếu thay đổi P và Q truyền tải trên đường dây thì tổn thất điện áp trên
đường dây cũng thay đổi. Nhưng CSTD chỉ có thể do máy phát điện phát ra và truyền
đến hộ tiêu thụ nhiều hay ít do phụ tải yêu cầu, ta không thể tùy ý thay đổi được, vậy
chỉ còn cách thay đổi CSPK chạy trên đường dây để thay đổi tổn thất điện áp ∆U,
nghĩa là điều chỉnh được điện áp tại phụ tải.
Có thể thay đổi sự phân bổ CSPK trên lưới, bằng cách đặt các máy bù đồng bộ
hay tụ điện tĩnh, và cũng có thể thực hiện được bằng cách phân bổ lại CSPK phát ra
giữa các nhà máy điện trong hệ thống.
46
3. Giảm tổn thất công suất đến giới hạn cho phép
Công thức tính toán tổn thất công suất:
(2.52)
(2.53)
Từ công thức trên ta thấy rằng nếu nâng cao điện áp vận hành của mạng điện thì
∆P và ∆A sẽ giảm. Nhưng các phụ tải thì có một mức điện áp nhất định do đó phải làm
sao đưa điện áp lên cao mà vẫn giữa được điện áp ở phụ tải là không đổi.
Tổn thất ∆P tỷ lệ nghịch với U2 do đó nếu tăng U thì ∆P giảm khá nhanh, chính
vì vậy càng nâng cao điện áp của mạng thì càng giảm được tổn thất.
Nếu điện áp của mạng so với điện áp cũ cao hơn được a% thì tổn thất công suất
sẽ giảm một lượng ∆P bằng:
Mức thay đổi:
(2.54)
Nếu điện áp tăng được a% = 5% thì tổn thất công suất trong mạng sẽ giảm được
9%, điều đó rất quan trọng và nhiều ý nghĩa.
Muốn nâng cao điện áp vận hành có nhiều phương pháp:
-Thay đổi đầu phân áp của máy biến áp.
- Nâng cao điện áp của máy phát điện
- Làm giảm hao tổn điện áp bằng các thiết bị bù
Phương pháp thứ hai rất ít dùng, vì ràng buộc về điện áp cực đại đối với lưới
điện. Từ công thức ta cũng thấy nếu giảm Q thì ∆P và ∆A sẽ giảm từ đó một trong
nhưng biện pháp hiệu quả làm giảm tổn thất công suất là bù công suất phản kháng.
47
2.2.3.2. Tiêu chí kinh tế
Trong nhưng năm gần đây, người ta rất quan tâm đến việc tăng cường sự hoạt
động của hệ thống điện như giảm mức tiêu thụ nhiên liệu và tìm cách sử dụng tốt hơn
các thiết bị sẵn có trên lưới điện để hạn chế mua thiết bị mới.
Khi thực hiện bù kinh tế người ta tính toán để đạt được các lợi ích, nếu lợi ích thu
được cho việc lắp đặt thiết bị bù lớn hơn chi phí lắp đặt thì việc bù kinh tế sẽ được
thực hiện.
1. Lợi ích khi đặt bù
- Giảm được công suất tác dụng yêu cầu ở chế độ max của hệ thống điện, do đó
giảm được dự trữ công suất tác dụng (hoặc là tăng độ tin cậy của HTĐ).
- Giảm nhẹ tải của MBA trung gian và đường trục trung áp do giảm được yêu
cầu CSPK.
- Giảm được tổn thất điện năng.
- Cải thiện được chất lượng điện áp trong lưới phân phối.
2. Chi phí khi đặt bù
- Vốn đầu tư và chi phí vận hành cho trạm bù.
- Tổn thất điện năng trong tụ bù.
Trong đó vốn đầu tư là thành phần chủ yếu của chi phí tổng.
Khi đặt tụ bù còn có nguy cơ quá áp khi phụ tải min hoặc không tải và nguy cơ
xảy ra cộng hưởng và tự kích thích ở phụ tải. Các nguy cơ này ảnh hưởng đến vị trí và
công suất bù.
Giải bài toán bù CSPK là xác định: Số lượng trạm bù, vị trí đặt của chúng trên
lưới phân phối, công suất bù ở mỗi trạm và chế độ làm việc của tụ bù sao cho đạt hiệu
quả kinh tế cao nhất, nói cách khác là làm sao cho hàm mục tiêu theo chi phí đạt giá trị
min.
Có hai cách đặt bù:
Cách 1: Bù tập trung ở một số điểm trên trục chính trung áp, công suất bù có thể
lớn, dễ thực hiện việc điều khiển, giá thành đơn vị bù rẻ, việc quản lý và vận hành dễ
dàng.
48
Cách 2: Bù phân tán ở các trạm phân phối hạ áp, giảm được tổn thất công suất
và tổn thất điện năng nhiều hơn vì bù sâu hơn. Nhưng bù quá gần phụ tải nên nguy cơ
cộng hưởng và tụ kích thích ở phụ tải cao, để giảm nguy cơ này phải hạn chế công suất
bù sao cho ở chế độ min công suất bù không lớn hơn yêu cầu của phụ tải. Nếu bù
nhiều hơn thì phải cắt một phần bù ở chế độ min. Để có thể thực hiện hiệu quả phải có
hệ thống điều khiển tự động hoặc điều khiển từ xa, việc này làm tăng thêm chi phí cho
các trạm bù.
Như vậy trước khi lập bài toán bù, người ta thiết kế hệ thống bù phải dựa chọn
trước cách đặt bù và cách điều khiển tụ bù rồi mới lập bài toán để tìm số lượng trạm
bù, vị trí đặt và công suất mỗi trạm.
Hàm mục tiêu của bài toán bù là tổng đại số của các yếu tố lợi ích và chi phí nói
trên đã được lượng hóa về một thứ nguyên chung là tiền. Các yếu tố không thể lượng
hóa được và các tiêu chuẩn kỹ thuật thì được thể hiện bằng các ràng buộc và hạn chế.
Để giải bài toán bù cần biết rõ cấu trúc của lưới phân phối, đồ thị phụ tải phản
kháng của các trạm phân phối hay ít nhất cũng phải biết hệ số sử dụng CSPK của
chúng. Phải biết giá cả và các hệ số kinh tế khác, loại và đặc tính kỹ thuật, kinh tế của
tụ bù. Nếu tính bù theo độ tăng trưởng của phụ tải thì phải biết hệ số tăng trưởng phụ
tải hàng năm.
Mặc dù các phương pháp giải có khác nhau, nhưng các mô hình đều có một hàm
mục tiêu chung là chi phí cho bù nhỏ nhất trên cơ sở đảm bảo các điều kiện kỹ thuật
của lưới điện, điện áp trên mọi nút của hệ thống phải nằm trong giới hạn cho phép
nguy cơ mất ổn định điện áp đến mức thấp nhất và làm sao cho tổn thất công suất là
thấp nhất
Cùng cần nhấn mạnh bù kinh tế không thể tách rời hoàn toàn bù kỹ thuật. Vì bù
kinh tế làm giảm nhẹ bù kỹ thuật. Phải kết hợp hai loại bù này hợp lý tạo thành một
thể thống nhất có lợi cho hệ thống.
2.2.3.3. Kết luận
CSPK là một phần không thể thiếu của máy biến áp, các thiết bị điện như máy
biến áp, động cơ điện, đèn huỳnh quang… Tuy nhiên do truyền tải trên đường dây lại
gây ảnh hưởng đến hao tổn điện năng, hao tổn điện áp, làm tăng công suất truyền tải
49
dẫn đến tăng chi phí xây lắp…, Vì vậy phải có những biện pháp để giảm lượng công
suất này. Một trong nhưng biện pháp đơn giản và hiệu quả nhất đó là bù CSPK, sau
khi bù sẽ làm cải thiện được các nhược điểm trên.
Việc bù CSPK có thể được thực hiện bằng các nguồn bù khác nhau, tuy nhiên
qua phân tích và với sự ứng dụng của khoa học kỹ thuật thì việc sử dụng tụ bù tĩnh là
hiệu quả hơn, vì vậy mà nó được ứng dụng rộng lãi.
Khi tiến hành bù CSPK có thể phân chia thành 2 chỉ tiêu bù: bù theo kỹ thuật tức
là nhằm nâng cao điện áp nằm trong giới hạn cho phép. Và bù kinh tế nhằm giảm hao
tổn điện năng trên đường dây từ đó sẽ đưa đến lợi kích kinh tế. Tuy nhiên trong quá
trình thực hiện bù, không thể cách bạch 2 phương pháp này mà nó hổ trợ lẫn nhau.
2.2.4. Một số phương pháp tính toán bù công suất phản kháng trên lưới
phân phối
Để giải bài toán bù CSPK trong lưới điện, hiện nay đã có hàng loạt phương pháp
được đề cập. Tuy nhiên do cách đặt vấn đề, mục tiêu đặt ra và các quan điểm khác
nhau về các yếu tố ảnh hưởng đến lời giải bài toán như sự biến thiên theo thời gian của
phụ tải, về kết cấu hình dáng lưới điện, về điện áp lưới điện, về tính chất các loại thiết
bị bù…nên các phương pháp và thuật toán giải bài toán bù CSPK trong lưới điện đều
có dạng và hiệu quả khác nhau. Sau đây trình bày một số phương pháp tính toán bù
CSPK cho lưới phân phối.
2.2.4.1. Xác định dung lượng bù CSPK để nâng cao hệ số công suất cosφ
Giả sử hộ tiêu thụ điện có hệ số công suất là cos1, muốn nâng hệ số công suất
này lên cos2 (cos2 > cos1), dung lượng bù được xác định theo công thức sau:
kVAr (2.55) Qbu = P(tg1 - tg2)
Trong đó:
+ P: phụ tải tính toán của hộ tiêu thụ điện, kW.
+ = (0,9 ÷ 1): hệ số xét tới khả năng nâng cao cosφ bằng những phương pháp
không đòi hỏi đặt thiết bị bù.
50
Hệ số công suất cos2 thường lấy bằng hệ số công suất do cơ quan quản lý hệ
thống điện quy định cho mỗi hộ tiêu thụ cần phải đạt được, thường nằm trong khoảng
cos = (0,8 ÷ 0,95).
2.2.4.2. Tính bù CSPK theo điều kiện cực tiểu tổn thất công suất
1. Phân phối dung lượng bù trong mạng hình tia
Bài toán đặt ra là trong một mạng hình tia có n nhánh, tổng dung lượng bù là Qbu,
hãy phân phối dung lượng bù trên các nhánh sao cho tổn thất CSTD do CSPK gây ra
là nhỏ nhất để hiệu quả bù đạt được lớn nhất
Q Qbu
r1
r2
rn
Q1 Qbu 1
Q2 Qbu 2
Qn Qbu n
Hình 2.9. Phân phối dung lượng bù trong mạng hình tia
Giả sử dung lượng bù được phân phối trên các nhánh là Qbu1, Qbu 2…Qbu n. Phụ
tải phản kháng và điện trở của các nhánh lần lượt là Q1, Q2 …Qn và r1, r2…rn .
Tổn thất công suất tác dụng do CSPK gây ra được tính theo biểu thức:
(2.56) = f(Qbu 1,Qbu 2,…,Qbu n)
Với điều kiện ràng buộc về cân bằng công suất bù:
φ(Qbu 1, Qbu 2…Qbu n) = Qbu 1 + Qbu 2 +…+ Qbu n - Qbu = 0
Để tìm cực tiểu của hàm ∆P = f(Qbu 1,Qbu 2,…,Qbu n) chúng ta có thể dùng phương
pháp nhân tử Lagrangie.
Chọn nhân tử bằng (2.57)
Trong đó: L là hằng số sẽ được xác định sau.
51
Theo phương pháp nhân tử Lagrangie, điều kiện để ∆P có cực tiểu là các đạo
hàm riêng của hàm:
F = f(Qbu 1,Qbu 2,…,Qbu n) + (Qbu1, Qbu 2…Qbu n) (2.58)
Đều triệt tiêu. Do đó, ta có hệ phương trình sau:
(2.59)
Giải hệ phương trình (2.59), ta có:
(2.60) L = [(Q1,Q2,…,Qn) - (Qbù 1,Qbù 2,…,Qbù n)].
Ta đặt:
+ Tổng phụ tải phản kháng của mạng: = Q.
+ Tổng dung lượng bù của mạng: = Qbù
+ Điện trở tương đương của những nhánh có đặt thiết bị bù của mạng:
Vậy có thể viết:
(2.61)
L = (Q - Qbù)Rtd.
Thay L vào hệ phương trình (2.59), tìm được dung lượng bù tối ưu của các nhánh
là:
52
(2.62)
Để thuận tiện trong vận hành và giảm bớt các thiết bị đóng cắt, đo lường cho các
nhóm tụ, người ta quy định rằng nếu dung lượng bù tối ưu của một nhánh nào đó nhỏ
hơn 30 kVAr thì không nên đặt tụ điện ở nhánh đó nữa mà nên phân phối dung lượng
bù đó sang các nhánh lân cận.
2. Phân phối dung lượng bù trong mạng phân nhánh
Một mạng phân nhánh như ở hình 2.10 có
thể coi là do nhiều hình tia ghép lại. Tại điểm 3
1
2
3
4
có thể coi như có hai nhánh hình tia r3 và r4; tại
Q1 2 r12
Q2 3 r23
Q3 4 r34
điểm 2 coi như có hai nhánh hình tia, một Q Qbù Q0 1 r01
r4
r1
r2
r3
nhánh r2 và một nhánh nữa có điện trở tương
Q2
Q1
Q4
đương của phần phía sau.
Q3
Nếu quan niệm như vậy thể áp dụng công
thức (2.62) để tính cho trường hợp mạng phân Hình 2.10. Phân phối dung lượng
nhánh. bù trong mạng phân nhánh.
Dung lượng bù của nhánh thứ n được tính
theo công thức sau
(2.63)
Trong đó:
+ Qn: phụ tải phản kháng của nhánh thứ n.
+ Q(n-1)n: phụ tải phản kháng chạy trên đoạn từ điểm (n-1) tới điểm n.
+ Qbu dat n: dung lượng bù đặt tại điểm n.
+ Rtdn: điện trở tương đương của mạng kể từ điểm n trở về sau.
53
2.2.4.3. Bù công suất phản kháng theo điều kiện điều chỉnh điện áp
1. Xác định dung lượng bù CSPK khi đặt thiết bị bù tại 1 trạm
Giả thiết có một đường dây cung cấp điện như hình 2.11, có phụ tải tính toán là
Sb tại điểm b. Giả thiết rằng với điện áp UA ở đầu đường dây, điện áp Ub nhận được ở
cuối đường dây không thỏa mãn yêu cầu của phụ tải và cần thay đổi đến trị số yêu cầu
Ub(yc).
Vấn đề đặt ta là muốn điều chỉnh Ub thành Ub(yc) thì phải đặt máy bù đồng bộ hay
tụ điện tĩnh có dung lượng là bao nhiêu?
Hình 2.11. Sơ đồ mạng điện dùng máy bù đồng bộ để điều chỉnh điện áp
Giả thiết CSPK cần phải bù tại b là Qbù thì phụ tải mạng sẽ là:
Ta có:
Hay là:
54
Khai triển biểu thức trên ta có:
Ta đặt:
;
Ta sẽ có: (2.64)
Khi tính toán: Nếu Qbù có dấu dương (+) nghĩa là máy bù cần làm việc ở trạng
thái quá kích thích. Nếu Qbù có dấu âm (-) nghĩa là máy bù cần làm việc ở trạng thái
thiếu kích thích.
Nếu bỏ qua không xét tới thành phần δu của véc tơ điện áp giáng ta có:
55
Vậy công suất cần phải bù là:
(2.65)
Nếu UA chưa biết mà chỉ biết có điện áp Ub ở cuối đường dây, ta sẽ tiến hành như
sau:
- Khi chưa có thiết bị bù:
- Khi có thiết bị bù:
Vì điện áp ở đầu đường dây trước và sau khi bù không đổi nên:
Giải ra ta có:
Do Ub(yc) gần bằng Ub nên gần đúng coi tổn thất điện áp do Ub(yc) và Ub như nhau:
Phương trình trên viết đơn giản như sau:
Vậy công suất cần phải bù là:
(2.66)
56
Nhận xét:
- Dùng công thức (2.64) thì dung lượng bù tính toán được sẽ chính xác nhất.
- Dùng công thức (2.65) thì dung lượng bù tính được sẽ nhỏ hơn yêu cầu, sai số
từ (20 ÷20)%.
- Dùng công thức (2.66) thì dung lượng bù tính được sẽ lớn hơn yêu cầu, sai số
từ (5÷15)%.
Trên cơ sở phân tích đó ta có kết luận như sau:
- Khi tính toán đường dây 220 kV thì dùng biểu thức (2.64).
- Khi tính toán đường dây (35÷110) kV thì dùng biểu thức (2.66).
- Biểu thức (2.65) cho kết quả kém chính xác và giảm công suất của máy bù, nên
không nên dùng.
Chú ý:
Trong biểu thức tính Qbù ở trên, phải tính ở cùng một cấp điện áp. Nếu Ub, Ub(yc)
là điện áp thực tế bên hạ áp thì X cũng phải quy đổi về bên hạ áp. Và xét R, X là điện
trở và điện kháng đẳng trị từ nguồn đến nơi đặt thiết bị bù.
* Mạng hở phân nhánh (hình 2.12):
Nếu muốn tìm dung lượng bù đặt tại thanh cái hạ áp C của trạm biến áp B2 thì
trong biểu thức (2.64) trị số của X sẽ bằng: X = Xl1 + Xl2 + XB2
Hình 2.12. Sơ đồ mạng điện có phân nhánh
* Mạng kín phức tạp (hình 2.13):
Điện áp tại thanh cái hạ áp b cần phải thay đổi, để xác định công suất bù tại b ta
phải biến đổi mạng điến đó và đưa nó về dạng 1 đường dây nối từ A đến b như (hình
2.13b)
57
.
Hình 2.13. Sơ đồ mạng điện kín.
a) Sơ đồ nối dây; b) Sơ đồ thay thế.
Tổng trở đẳng trị của mạng cao áp là (3 đường dây song song):
Điện kháng toàn bộ đường dây là: XΣ = Xtđ + XB2 (XB2 là điện kháng của máy
biến áp tại trạm B2).
Vậy để tính Qbù tại trạm B2 vẫn dùng biểu thức (2.64) nhưng thay X bằng XΣ .
2. Xác định dung lượng bù CSPK khi đặt thiết bị bù tại nhiều trạm
Trọng mạng điện có nhiều phụ tải, để giữ điện áp ở các hộ tiêu thụ điện trong
giới hạn cần thiết, thiết bị bù phải đặt không những ở một mà nhiều trạm biến áp. Ví
dụ, (hình 2.14) nếu đồ thị phụ tải của các Tb và Tc khác nhau, thì việc điều chỉnh điện
áp toàn mạng bằng thiết bị bù đặt ở một trạm là không thực hiện được.
a) Xác định dung lượng bù của mạng điện có 1 nguồn cung cấp
Xét phương pháp xác định dung lượng bù cần đặt tại hai trạm.
Gọi điện áp thứ cấp của hai trạm Tb và Tc là Ub và Uc. Giả thiết Ub và Uc không
thỏa mãn yêu cầu của phụ tải và cần phải đảm bảo điện áp trên thanh góp thứ cấp của
các trạm đó là Ub(yc) và Uc(yc).
58
Hình 2.14. Mạng điện có đặt bù tụ điện tại hai trạm biến áp Tb và Tc
Gọi U’b, U’c, U’b(yc) và U’c(yc) là những điện áp bên thứ cấp (bên hạ áp) đã qui đổi
về bên cao áp:
U’b = Ub.k; U’c = Uc.k
U’b(yc) = Ub(yc).k; U’c(yc) = Uc(yc).k
Vậy điện áp của trạm Tb cần phải thay đổi một trị số là:
Uob = U’b(yc) – U’b
Và điện áp của trạm Tc cần phải thay đổi một trị số là:
Uoc = U’c(yc) – U’c
Cũng như ở các mục trước, biết rằng sự thay đổi điện áp ở các trạm là do sự làm
việc của các thiết bị bù, vậy ta có thể thành lập được hai phương trình:
- Đối với mạch ABb có:
(2.67)
- Đối với mạch ABc có:
(2.68)
Trong đó:
+ X1, X2: điện kháng của dây dẫn trên đoạn 1 và 2.
+ XTb, XTc: điện kháng của máy biến áp của trạm b và c.
+ UB(yc): điện áp yêu cầu tại điểm B của mạng điện. Điện áp này chưa biết, nhưng
với sai số không lớn, điện áp này có thể tính như sau:
59
Với UB là điện áp trên thanh góp cao áp của trạm Tb trước khi đặt thiết bị bù.
Giải hệ phương trình (2.67) và (2.68) ta sẽ tìm được công suất Qbù b và Qbù c cần
đặt tại hai trạm Tb và Tc.
Đối với mạng có n trạm biến áp, ta lập hệ phương trình n ẩn (Qbù1, Qbù2,..Qbù n) và
n phương trình:
(2.69)
b) Xác định dung lượng bù của mạng điện kín
Điều chỉnh điện áp cần xét là mạng điện kín như (hình 2.15) thì vấn đề có phức
tạp hơn. Giả thiết là cần phải đặt thiết bị bù Qbù d và Qbù b tại trạm Td và Tb để điều
chỉnh điện áp. Trước hết ta phải tìm công suất của các thiết bị bù Qbù b và Qbù c chạy
trên các đoạn đường dây của mạng kín.
Hình 2.15. Điều chỉnh điện áp trong mạng điện kín bằng tụ điện
Ta xác định được công suất của thiết bị bù chạy trên các đoạn 1 và 4 theo phương
pháp phân phối công suất trong mạng điện kín:
60
(2.70)
(2.71)
Xác định được Qbù 1 và Qbù 4 theo Qbù b và Qbù d. Tính toán hoàn toàn như phần 1:
(2.72)
(2.73)
Trong đó:
Giải hệ phương trình trên sẽ được Qbù b và Qbù d Khi mạng có n trạm đặt thiết bị bù, thành lập hệ n phương trình, n ẩn sau đó giải
ra ta xác định được (Qbù 1, Qbù 2, …Qbù n):
(2.74)
3. Xác định dung lượng nhỏ nhất của máy bù đồng bộ và tụ điện tĩnh
Xét mạng điện có sơ đồ như sau:
Hình 2.16. Sơ đồ mạng điện 1 phụ tải
61
Dung lượng bù cần thiết dùng để điều chỉnh điện áp phụ thuộc vào điện áp UA ở
đầu nguồn, điện áp Ub cuối đường dây và tổn thấy điện áp trên đường dây tải điện khi
phụ tải là lớn nhất và nhỏ nhất
Điện áp UA ở đầu đường dây được xác định bằng tình trạng làm việc của hệ
thống điện. Điện áp Ub phụ thuộc không những vào trạng thái làm việc của hệ thống
điện và đường dây được tính toán mà còn phụ thuộc vào tỷ số biến đổi k của MBA
giảm áp B.
Như vậy tùy theo trị số của k, điện áp Ub sẽ thay đổi và do đó thay đổi các dung
lượng bù. Vấn đề chủ yếu ở đây là ta phải tìm tỷ số biến đổi k của MBA giảm áp sao
cho dung lượng của máy bù cần thiết để điều chỉnh điện áp là nhỏ nhất.
a) Máy bù đồng bộ
Điện áp tại thanh cái hạ áp b quy về phía cao áp bằng: U’b = kUb
Trong đó: Ub là điện áp thực trên thanh góp hạ áp
Trong tình trạng phụ tải cực đại và cực tiểu thì điện áp thực trên thanh góp hạ áp
đó bằng: và
Gọi Ub1(yc) và Ub2(yc) là điện áp yêu cầu trên thanh góp hạ áp lúc phụ tải nhỏ nhất
và lớn nhất
Lúc phụ tải nhỏ nhất, tổn thất điện áp cần phải bù bằng máy bù đồng bộ là:
(2.75)
Và lúc phụ tải lớn nhất là:
(2.76)
Chia các vế của (2.75) và (2.76) cho nhau có:
(2.77)
Trong đó:
- Qbù: công suất của máy bù đồng bộ lúc quá kích thích.
62
- X1, X2: điện kháng của mạng điện ứng với tình trạng phụ tải nhỏ nhất và lớn
nhất.
Áp dụng biểu thức (2.66) để tìm dung lượng bù cần thiết khi phụ tải cực đại và
cực tiểu.
+ Đối với phụ tải cực đại thì:
(2.78)
+ Đối với phụ tải cực tiểu thì:
Biết rằng với máy bù đồng bộ khi làm việc ở trạng thái thiếu kích thích (tiêu thụ
CSPK của mạng) thì chỉ bằng 50% dung lượng định mức của máy đó khi làm việc quá
kích thích.
(2.79)
Chia các vế của (2.79) và (2.78) cho nhau ta có:
Hay là:
(2.80)
Cân bằng các về phải của (2.77) và (2.80) ta có:
Từ đó ta có:
(2.81)
63
Mà ta có k lại bằng:
Nên dễ dàng tính được đầu phân áp Upa = kUkt
Trong đó: Ukt là điện áp không tải bên hạ áp và thường Ukt = 1,1Uđm của mạng.
Sau đó chọn đầu phân áp tiêu chuẩn gần nhất, rồi tính lại tỷ số biến đổi thực của máy
biến áp:
Với tỷ số biến đổi thực của máy biến áp, ta tính được điện áp thực tế tại thanh cái
hạ áp của trạm giảm áp khi phụ tải cực đại và cực tiểu.
và
b) Tụ điện tĩnh
Khi điều chỉnh điện áp bằng tụ điện tĩnh, thì tỷ số biến áp k phải chọn là bao
nhiêu để có thể chọn được dung lượng bù là nhỏ nhất. Biết rằng tụ điện tĩnh chỉ có thể
phát ra CSPK. Do đó khi phụ tải nhỏ nhất, chúng không làm việc, nghĩa là ta phải
chọn tỷ số biến đổi k sao cho điện áp tại thanh cái hạ áp của trạm giảm áp phải bằng
điện áp yêu cầu của tải trong trường hợp phụ tải cực tiểu, như vậy:
Từ đó ta có: (2.82)
Mà ta có k lại bằng:
Nên dễ dàng tính được đầu phân áp:
Trong đó: Ukt là điện áp không tải bên hạ áp và thường Ukt = 1,1Un của mạng.
Sau đó chọn đầu phân áp tiêu chuẩn gần nhất, rồi tính lại tỷ số biến đổi thực của
máy biến áp:
64
Với tỷ số biến đổi thực của máy biến áp, ta tính được điện áp thực tế tại thanh cái
hạ áp của trạm giải áp khi phụ tải cực đại và cực tiểu.
và
Đến đây có thể dùng biểu thức sau để tính được dung lượng cần phải bù khi khụ
tải cực tiểu, cực đại và khi sự cố:
2.2.4.4. Lựa chọn dung lượng bù theo quan điểm kinh tế
1. Xác định dung lượng bù kinh tế
a) Nguyên tắc xác định
Lượng CSPK truyền tải trên đường dây và máy biến áp càng lớn thì tổn thất
CSTD ∆P càng lớn. Do đó việc đặt tụ điện tại phụ tải làm giảm CSPK truyền tải trong
mạng sẽ ảnh hưởng rất lớn tới giá thành truyền tải điện năng. Trước hết ta không thể
chỉ dựa trên tiêu chuẩn rút bớt tổn thất điện năng ∆A để quyết định dung lượng bù Qb
vì như vậy rất có thể tiền đặt thêm thiết bị tụ điện tĩnh sẽ lớn hơn số tiền giảm được do
giảm ∆A. Cuối cùng tiền phí tổn vận hành năm không những không giảm mà còn tăng
thêm. Như vậy để đảm bảo chỉ tiêu kinh tế của mạng điện, việc quyết định Qb phải dựa
trên tiêu chuẩn phí tổn hằng năm nhỏ nhất.
Hình 2.17. Sơ đồ mạch tải điện có đặt thiết bị tù.
Gọi Z∑ là phí tổn tính toán toàn bộ trong một năm khi có đặt bộ tụ điện Qbù tại
trạm biến áp. Giả thiết rằng công suất tụ điện bù không thay đổi trong suất năm. Phí
tổn tính toán Z∑ gồm 3 thành phần:
* Phí tổn do đặt tụ điện:
(2.83) Z1 = (avh + atc).Qbu.kbu
65
Trong đó:
+ avh: hệ số khấu hao về hao mòn, sửa chữa và bảo quản, thường với tụ điện tĩnh
thì lấy avh = 0,1.
. + atc: hệ số tiêu chuẩn thu hồi vốn đầu tư,
+ Ttc: thời gian tiêu chuẩn thu hồi vốn đầu tư phụ, Ttc thường lấy bằng 5 năm thì
atc = 0,2 nếu Ttc = 8 thì atc = 0,125.
+ kbu: giá trị đầu tư một đơn vị dung lượng tụ điện (kể cả xây lắp ..) (đ/kVAr).
* Phí tổn về tổn thất điện năng do bản thân tụ điện tiêu thụ:
(2.84) Z2 = gp.∆Pbu.Qbu.t
Trong đó:
+ gp: giá tiền 1 kWh điện năng tổn thất.
+ ∆Pbu: tổn thất công suất tác dụng trong một đơn vị dung lượng bù, đối với tụ
điện tĩnh có thể lấy ∆Pbu = 0,005 kW/kVAr.
+ t: thời gian tụ điện làm việc, nếu đặt tụ bù tại trạm biến áp khu vực thì T =
8760 h/năm, còn nếu đặt tại các xí nghiệp khác thì T = (2500 -7000)h/năm (2500h
tương đương với chế độ làm việc 1 ca còn 7000 h tương đương với chế độ làm việc 3
ca 1 ngày).
* Chi phí về tổn thất điện năng trong mạng điện (đường dây và trạm biến áp)
sau khi đã đặt thiết bị bù:
(2.85)
Tổn thất công suất nhưng vì thành phần gần như
không đổi trong nhưng phương án bù khác nhau nên ta không đưa vào.
Trong đó:
+ Q: phụ tải phản kháng cực đại.
+ R: điện trở của mạch điện.
+ τ: thời gian tổn thất công suất lớn nhất.
Vậy chi phí tính toán tổng của toàn mạng điện là:
66
Z∑ = Z1 + Z2 + Z3 =
(2.86) = (avh + atc)Qbu kbu + gp∆Pbu.Qbu.t +
Để xác định công suất Qbu ứng với phí tổn tính toán tổng của toàn mạng là nhỏ
nhất, ta lấy đạo hàm bậc nhất của Z∑ theo Qbu và cho bằng không, ta có:
= (avh + atc)kbu + gp∆Pbu.t -
Giải ra ta có:
(2.87)
Trong các công thức trên:
- Nếu Q tính bằng MVAr, kbu tính bằng đồng/MVAr; gp tính bằng đồng/MWh; U
tính bằng kV thì Qbu có đơn vị là MVAr.
- Nếu Q tính bằng kVAr, kbu tính bằng đồng/kVAr; gp tính bằng đồng/kWh; U
tính bằng kV thì Qbu có đơn vị là kVAr với điều kiện nhân vế thứ 2 của biểu thức với 103.
b) Biết trước đồ thị phụ tải phản kháng
Nếu cho đồ thị phụ tải phản kháng (hình 2.18) thì công thức trên có thể viết:
(2.88)
Trong đó: ; T = t1 + t2 + t3
Hình 2.18. Đồ thi phụ tải phản kháng năm
67
Nếu Qbu ≤ 0 thì việc bù là không có lợi về mặt kinh tế.
Trong phương pháp này, có thể áp dụng để tìm dung lượng kinh tế cho một số
phụ tải trên đường dây.
Tính công suất tụ điện khi chỉ bù tại một điểm, khi trên mạng có nhiều điểm cần
bù như hình 2.18 phí tổn tính toán toàn mạng là:
Z∑ = Z1 + Z2 + Z3 =
(2.89)
Trong đó:
+ Qbu i: công suất bù tại điểm thứ i.
+ Qi: công suất phản kháng chạy trên đoạn thứ i sau khi bù.
+ τ: thời gian chịu tổn thất công suất lớn nhất (tính trung bình cho cả mạng) được
xác định căn cứ vào Tmax tb (giờ) và cosφtb.
+ ri: điện trở của đoạn đường dây thứ i.
+ Un: điện áp định mức của mạng.
Hình 2.19. Sơ đồ tính toán dung lượng bù tại nhiều điểm.
Để xác định công suất tụ điện ứng với phí tổn tính toán nhỏ nhất ta lấy đạo hàm
riêng bậc nhất Z∑ theo Qbu i và cho bằng không, ta có hệ n phương trình:
68
Giải hệ n phương trình này ta xác định được Qbu 1, Qbu 2, ...Qbu n.
Trị số Qbù i giải ra được là âm chứng tỏ việc đặt bù tại hộ tiêu thụ đó là không
hợp lý về mặt kinh tế. Nếu ta cho răng ở hộ tiêu thụ đó không cần bù nữa thì thay Qbù i
đó bằng không vào hệ phương trình và giải lại hệ phương trình.
2. Phân phối dung lượng bù phía sơ cấp và thứ cấp máy biến áp
Vấn đề được đặt ra là khi đã biết dung lượng bù của một nhánh nào đó, cần xác
định xem nên phân phối dung lượng bù đó về phía sơ cấp và thứ cấp của máy biến áp
phân xưởng như thế nào để đạt được hiệu quả lớn nhất Chúng ta đều biết rằng giá
thành 1 kVAr tụ điện áp cao (6-10 kV) rẻ hơn giá thành 1 kVAr tụ điện điện áp thấp
(220 V hoặc 380 V), song việc đặt tụ điện phía điện áp thấp lại giảm được tổn thất
công suất nhiều hơn so với việc đặt tụ điện phía điện áp cao. Vì vậy chúng ta cần phải
giải bài toán tìm dung lượng bù tối ưu phía điện áp thấp.
th ở phía điện áp thấp so với khi đặt một dung lượng bù như vậy ở phía điện áp cao là:
Gọi Qbu th là dung lượng bù phía điện áp thấp. Chênh lệch vốn đầu tư khi đặt Qbù
(2.90) ∆V = (ath - ac) Qbu th
Trong đó: ath, ac là giá thành 1kVAr tụ điện áp thấp và cao, đồng/kVAr.
Số tiền tiết kiệm được mỗi năm do đặt tụ điện ở phía điện áp thấp là:
, đồng /năm (2.91)
Trong đó:
+ Q: phụ tải phản kháng của MBA phân xưởng (gồm cả ∆Q trong MBA), kVAr.
+ Qbu th: dung lượng bù phía điện áp thấp, kVAr.
+ RB: điện trở của MBA được quy đổi về phía điện áp thấp, Ω.
+ Rtđ: điện trở tương đương của mạng điện áp thấp, Ω.
+ k: hệ số xét đến số ca làm việc trong ngày (1 ca, k = 0,3; 2 ca, k = 0,55; 3 ca,
k= 0,75).
+ gp: giá 1 kWh điện năng, đồng/kWh.
+ t = 8760 h: số giờ làm việc trong năm.
69
+ U: điện áp định mức của mạng điện thấp, kV.
Gọi n là thời gian thu hồi vốn đầu tư, tính bằng năm. Sau thời gian đó số tiền tiết
kiệm được là nv. Số tiền này không những bù đắp được chênh lệch vốn đầu từ V mà
còn lớn hơn một lượng bằng F; F chính là hiệu quả kinh tế của việc phân phối dung
lượng Qbù th sang phía điện áp thấp của máy biến áp phân xưởng.
(2.92)
Hiệu quả kinh tế của phương án là một hàm đối với Qbu th. Bằng cách lấy đạo
th,t.uu được xác định theo biểu thức sau:
hàm chúng ta có thể dễ dàng tìm được Qbu th tối ưu để hàm F đạt cực đại. Giá trị Qbu
kVAr (2.93)
Đặt
Công thức (2.93) được viết thành:
(2.94)
Thông thường vì chưa biết rõ sẽ đặt tụ tiện ở những nhánh nào của mạng điện áp
thấp cho nên người thiết kế không có số liệu để tính Rtđ .
Một cách gần đúng, chúng ta có thể tính Rtđ qua điện trở của máy biến áp RB
bằng biểu thức sau: Rtđ = λRB
Trong đó: λ – hệ số có các giá trị sau:
- Đối với trạm trong hoặc kề phân xưởng :
+ Mạng là dây dẫn hoặc cáp: λ = 0,4.
+ Mạng là thanh cái: λ = 0,6.
- Đối với trạm ngoài phân xưởng: λ = 0,8
Vậy dung lượng bù tối ưu phía điện áp thấp của máy biến áp phân xưởng được
tính theo biểu thức sau:
70
kVAr (2.95)
Do đó: Qbu cao = Qbu - Qbu th,t.uu
Điện trở của máy biến áp quy về điện áp thấp có thể lấy theo bảng sau:
Bảng 2.2. Điện trở của máy biến áp được quy về phía U = 380 V
100 180 320 560 750 1000 1800 SB, kVA
0,034 0,018 0,0088 0,0034 0,0031 0,0021 0,00106 RB, Ω
2.2.4.5. Phương pháp tính toán lựa chọn công suất và vị trí bù tối ưu trong
mạng điện phân phối
Hình 2.20 mô tả đường dây thực tế bao gồm nhiều nhánh có phụ tải tập trung và
phân bố đều. Dòng điện phụ tải chạy trên đường dây gây ra tổn thất trên mỗi pha là
I2.R. Dòng điện đó gồm hai thành phần: Thành phần cùng pha với điện áp U gọi là
thành phần tác dụng và thành phần vuông góc với U gọi là thành phần phản kháng của
dòng điện.Việc bù không có ảnh hưởng gì tổn thất công suất do thành phần tác dụng
của dòng điện gây ra.
Khi có dòng điện cảm chạy trên đường dây có điện trở R, sẽ gây ra tổn thất trên
một pha bằng:
(2.96)
2.R vậy
Sau khi có bù ngang với dòng điện dung IC thì dòng điện trên đường dây bây giờ
sẽ là I1 và tổn thất công suất là I1
(2.97)
Như vậy do có bù nên giảm được lượng tổn thất bằng:
(2.98)
Thay giá trị từ (2.96) và (2.97) vào biểu thức (2.98) ta có:
(2.99)
Như vậy chỉ có thành phần phản kháng của dòng điện I.sinφ và dòng điện bù IC
có quan hệ đến việc giảm tổn thất công suất
71
Để phân tích và biểu thi trên đồ thị được rõ ràng, ta sử dụng hệ đơn vị tương đối.
Giả thiết chiều dài của tuyến đường dây là 1,0 pu, mô tả trên hình vẽ sau đây.
Hình 2.20. Đường dây chính có phụ tải phân bố đều và tập trung
Dựa theo sự biến thiên dòng điện dọc theo đường dây, thì dòng điện tại một điểm
bất kỳ là hàm của khoảng cách từ điểm đó đến đầu đường dây. Vậy vi phân tổn thất
dΔP trên vi phân dx của đường dây tại khoảng cách x được xác định:
(2.100)
Và tổn thất trên đường dây sẽ bằng:
(2.101)
Trong đó:
+ ΔP: tổn nhất trên toàn bộ đường dây trước khi bù.
+ I1: dòng điện phản kháng ở đầu đường dây.
+ I2: dòng điện phản kháng ở cuối đường dây.
+ R: điện trở toàn bộ đường dây.
+ x: khoảng cách từ đầu đường dây tính trong hệ đơn vị tương đối.
1. Tính toán bù trên đường dây có phụ tải tập trung và phân bố đều
a) Trường hợp sử dụng một bộ tụ bù
Đặt một bộ tụ bù vào đường dây chính, sẽ làm nhảy cấp sự biến thiên liên tục của
dòng điện phản kháng và có tác dụng giảm được tổn thất như hình 2.21:
72
Hình 2.21. Đường dây phụ tải tập trung và phân bố đều có một bộ tụ
Biểu thức tính tổn thất sau khi có đặt một tụ bù có thể viết như sau:
(2.102)
Ta có kết quả sau:
(2.103)
Vậy độ giảm tổn thất công suất khi có dùng một bộ tụ bằng:
(2.104)
Thay giá trị của và từ biểu thức (2.102) và (2.103) vào (2.104) ta có:
(2.105)
Chia tử số và mẫu số của (2.105) cho ta có:
73
(2.106)
Gọi c là tỷ số của công suất bù với phụ tải phản kháng tổng còn gọi là độ bù, vậy
có thể viết: (2.107)
Gọi λ là tỷ số của dòng điện phản kháng ở cuối đường dây với dòng điện phản
kháng ở đầu đường dây: (2.108)
Từ (2.107) và (2.108), biểu thức (2.106) có thể rút gọn như sau:
(2.109)
(2.110) Hay
Trong đó: x1 là khoảng cách trong hệ đơn vị tương đối từ đầu đường dây đến chỗ
đặt bộ tụ bù. (0 ≤ x1 ≤ 1 pu).
Gọi: (2.111)
Thì biểu thức (2.110) có thể rút gọn như sau:
(2.112)
Phụ tải phân bổ đều thì = 0, phụ tải tập trung thì = 1, phụ tải vừa tập trung
vừa phân bố đều thì 0 < < 1.
b) Trường hợp sử dụng hai bộ tụ bù
Giả thiết rằng hai bộ tụ bù có cùng công suất và được đấu vào đường dây để bù,
mô tả trên hình 2.22.
74
Hình 2.22. Đường dây phụ tải tập trung và phân bố đều có bù 2 bộ tụ
Các tính toán cũng tương tự như trên, và biểu thức tính tổn thất mới sau khi có
đặt hai bộ tụ bù ở hai vị trí trên đường dây có thể viết như sau:
(2.113)
Thay giá trị tổn thất trước khi bù và tổn thất sau khi bù vào biểu thức tính độ
giảm tổn thất trong hệ tương đối ta có:
(2.114)
Hay: (2.115)
c) Trường hợp sử dụng ba bộ tụ bù
Cũng giả thiết rằng ba bộ tụ bù có cùng công suất và được đấu vào đường dây để
bù, mô tả trên hình 2.23.
75
Hình 2.23. Đường dây phụ tải tập trung và phân bố đều có bù 3 bộ tụ
Tính toán tương tự như trên, ta có biểu thức tính độ giảm tổn thất công suất trong
hệ đơn vị tương đối như sau:
(2.116)
d) Trường hợp sử dụng bốn tụ bù
Cũng giả thiết rằng bốn bộ tụ bù có cùng công suất và được đấu vào đường dây
để bù, mô tả trên hình 2.24:
Tiến hành tính toán tương tự như trên, ta có biểu thức tính độ độ giảm tổn thất
công suất trong hệ đơn vị tương đối như sau:
(2.117)
76
Hình 2.24. Đường dây phụ tải tập trung và phân bố đều có bù 4 bộ tụ
e) Trường hợp sủ dụng n bộ tụ bù
Từ những kết quả đã tính toán có được ở trên ứng với số lượng tụ bù tăng dần, ta
có thể suy ra trường hợp tổng quát có n nội tụ bù, để viết biểu thức tính độ giảm tổn
thất công suất trong hệ đơn vị tương đối sau:
(2.118)
Trong đó: xi: khoảng cách trong hệ đơn vị tương đối của vị trí đặt tụ bù thú i tính
từ nguồn; n: tổng số bộ tụ bù.
2. Xác định vị trí tối ưu của tụ bù
Vị trí tối ưu của tụ bù thứ i được xác định bằng cách lấy đạo hàm riêng bậc nhất
của phương trình theo xi và cho bằng không, từ đó ta rút ra:
77
(2.119)
Trong đó: xi,opt là vị trí tối ưu của tổ tụ bù thứ i trong hệ đơn vị tương đối.
Khi thay xi bằng xi,opt ta có độ giảm tối ưu tổn thất công suất bằng:
(2.120)
Trong phương trình (2.120) có một dãy các dạng đại số, ta có thể đơn giản hàm
trên bằng các quan hệ sau:
Vậy ta có:
Hay: (2.122)
Để tính độ bù c tại mỗi vị trí bù, ta lấy đạo hàm phương trình (2.122) theo c và
cho phương trình bằng không, ta tính được c bằng:
(2.123)
Phương trình (3.79) được gọi là luật . Ví dụ khi n =1 thì c = 2/3 nghĩa là
công suất bộ tụ bù bằng 2/3 phụ tải phản kháng tổng, và thay c = 2/3 vào ta có vị trí
đặt bù tại:
(2.124)
Thay c = 2/3 vào ta có độ giảm thất là:
(2.125)
78
Đối với đường dây có phụ tải phân bố đều, dòng phản kháng tại cuối đường dây
bằng không (I2 = 0) nên λ = 0 và ta có α = 1, do đó độ giảm tổn thất ưu bằng:
(pu) (2.126)
Và vị trí đặt tối ưu là: (pu) (2.127)
2.3. Kết luận chương 2
Việc tính toán vị trí bù và dung lượng bù tối ưu nhất rất phực tạp, nội dung trong
chương 2 đã đưa ra một số pháp tính toán, tùy thuộc vào tình hình lưới và mục đích bù
CSPK mà lựa chọn phương án phù hợp.
Trong các phương pháp đã trình bày, phương pháp bù để nâng cao hệ cosφ là đơn
giản nhất và được áp dụng nhiều nhất trong thực tế để tính toán bù tại các trạm biến áp
tiêu thụ của các nhà máy sản xuất công nghiêp.
Phương pháp tính toán vị trí tối ưu là khá phức tạp vì vậy nên ứng dụng phần
mềm trên máy tính để xác định vị ví này. Sau khi tiến hành phân tích hiệu quả bù thấy
rằng, việc bù công suất phản kháng rất cần thiết cho lưới điện để giảm hao tổn, và
giảm vốn đầu tư.
Hiệu quả bù sẽ cao khi phụ tải phản kháng trong mạng điện lớn (Q lớn), vị trí của
cơ cấu bù cách xa nguồn (R lớn), điện áp của mạng điện thấp.
Quá trình bù để nâng cao hệ số cosφ chỉ đến một giá trị cosφ = 0,92 thì hiệu quả
nhất, nếu bù cosφ cao hơn thì hiệu quả bù lại giảm, và gây thiệt hại kinh tế.
79
Chương 3. ỨNG DỤNG PHẦN MỀM PSS/ADEPT TÍNH TOÁN BÙ
CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG CHO XUẤT TUYẾN
ĐƯỜNG DÂY 375 TRẠM BIẾN ÁP 110 KV E13.1 ĐỒNG MỎ
3.1. Cơ sở phương pháp tính toán vị trí và dung lượng bù
3.1.1. Giới thiệu về phần mềm PSS/ADEPT
Phần mềm PSS/ADEPT (Power System Simulator/Advanced Distribution
Engineering Productivity Tool) là phần mềm tính toán và phân tích lưới điện phân
phối được xây dựng và phát triển bởi nhóm phần mềm PTI (A Shaw Group Company,
Power Technologies International) thuộc Siemens Power Transmission &
Distribution, Inc. PSS/ADEPT là một module trong phần mềm PSSTM.
Theo thống kê của công ty phần mềm PTI hiện nay trên thế giới có tới 136 quốc
gia sử dụng phần mềm này phục vụ cho công tác tính toán và vận hành lưới điện phân
phối của các điện lực. Đặc biệt một số nước có hệ thống điện phát triển đã sử dụng các
module tính toán của PSS/ADEPT đã giảm được tổn thất điện năng xuống mức thấp
nhất như Nhật bản (4,3%) Singapore(7,2%) Canađa(5,7%)...
Phần mềm PSS/ADEPT đi giải quyết 8 bài toán trong hệ thống điện:
1. Tính toán trào lưu công suất.
2. Tính toán ngắn mạch tại một hay nhiều điểm tải.
3. Phân tích bài toán khởi động động cơ.
4. Tối ưu hóa việc lắp đặt tụ bù (đóng cắt và cố định) (CAPO).
5. Bài toán phân tích sóng hài.
6. Phối hợp bảo vệ.
7. Phân tích điểm mở tối ưu (TOPO).
8. Phân tích độ tin cậy lưới điện.
Phần mềm PSS/ADEPT giúp phân tích và tính toán lưới điện phân phối, tính toán
và hiển thị các thông số về dòng điện (I), công suất (P,Q) của đường dây, đánh giá tình
trạng mang tải của tuyến đường dây thông qua chức năng Load Flow Analysis. Cho
biết các thông số về tổn thất công suất của từng tuyến dây từ đó có phương án bù công
suất phản kháng để giảm tổn thất thông qua chức năng CAPO.
80
- PSS/ADEPT tính toán dòng ngắn mạch ba pha chạm đất, một pha, một pha
chạm đất có tính đến thành phần tổng trở đất, ngắn mạch hai pha, ngắn mạch hai pha
chạm đất của tất cả các trường hợp cho từng tuyến dây thông qua chức năng Fault,
Fault all.
- Chức năng TOPO (chọn điểm nút tối ưu): Chương trình cho biết điểm mở tối
ưu cấu hình của lưới điện.
- Chức năng Motor Starting (khởi động động cơ): Chương trình cho biết các
thông số như độ sụt áp, tổn thất công suất có ảnh hưởng như thế nào đến tuyến dây đó
nếu tuyến dây đó có đặt động cơ (đồng bộ hay không đồng bộ) với công suất lớn.
- Ngoài ra chương trình còn có một số chức năng phân tích sóng hài (harmonic),
phối hợp bảo vệ (coordination).
Màn hình giao diện của chương trình PSS/ADEPT 5.0 như hình 3.1.
Hình 3.1. Giao diện phần mềm PSS/ADEPT 5.0
Trong nội dung áp dụng này chỉ sử dụng các chức năng sau:
1. Tính toán trào lưu công suất.
2. Tối ưu hóa việc lắp đặt tụ bù.
3.1.2. Tính toán trào lưu công suất bằng phần mềm PSS/ADEPT
Tính toán trào lưu công suất được thể hiện theo ba bước sau:
Bước 1: Cài đặt các tùy chọn của chương trình về tính toán trào lưu công suất.
81
Bước 2: Lập sơ đồ và các thông số của các phần tử trên sơ đồ.
Bước 3: Tính toán trào lưu công suất và xuất kết quả ra màn hình.
3.1.2.1. Cài đặt đặt các thông số cơ bản của lưới điện
Các thông số cơ bản của lưới điện như: điện áp cơ sở (base voltage), công suất cơ
sở (base kVA) và tần số hệ thống.
- Circuit ID: đặt tên lưới điện.
- Peak curent (A): khai báo dòng
tải cực đại của lưới điện.
- Input voltage type: chọn điện áp
dây (line to line) hay điện áp pha (line
to neutral).
- System 3-phase base kVA:
100.000 kVA.
- System standard base voltage:
Bằng điện áp nút đầu cực máy phát.
- Set frequency: tần số lưới điện
50Hz
Hình 3.2. Thẻ thiết lập thông số lưới điện
3.1.2.2. Lập sơ đồ và nhập các thông số của các phần tử trên sơ đồ
Phần mềm PSS/ADEPT cho phép người sử dụng tạo sơ đồ lưới điện cần phân
tích thông qua thanh công cụ Toolbar Diagram như hình 3.3:
Hình 3.3. Thanh công cụ Diagram
82
- Tạo Sunt thiết bị: shunt thiết bị luôn luôn kết nối với một nút. Nút phải thiết
lập trước, trước khi gắn shunt thiết bị vào nút. PSS/ADEPT cung cấp 6 loại shunt thiết
bị như sau: Tải, nguồn, động cơ, tụ bù ngang, tụ bù dọc và sự cố.
- Tạo nhánh: Một nhánh được kết nối từ 2 nút. Nút phải có trước khi tạo nhánh.
PSS/ADEPT cung cấp 4 loại nhánh như sau: đường dây/cáp, DCL, MBA, tụ bù dọc.
Theo trình tự các bước như trên người sử dụng chọn các nút, nhánh, nguồn trên
thanh Toolbar Diagram để vẽ sơ đồ lưới điện tính toán từ sơ đồ lưới điện thực tế lên
màn hình PSS/ADEPT.
3.1.2.3. Tính toán trào lưu công suất
Tính toán trào lưu công suất và xuất kết quả tính toán ra màn hình hoặc máy in,
giao diện hiển thị trào lưu công suất như hình 3.4:
Hình 3.4. Giao diện hiển thị tính trào lưu công suất
3.1.3. Tính toán tối ưu hóa vị trí và dung lượng bù bằng chương trình
PSS/ADEPT
Tối ưu hóa vị trí lắp đặt tụ bù trên lưới sao cho kinh tế nhất (nghĩa là sao cho số
tiền tiết kiệm được từ việc đặt tụ bù lớn hơn số tiền phải bỏ ra để lắp đặt tụ bù). CAPO
chọn nút cho tụ bù thứ n để số tiền tiết kiệm được là lớn nhất.
3.1.3.1. Cơ sở lý thuyết tính toán bù tối ưu theo phương pháp phân tích động
theo dòng tiền tệ
83
1. Cơ sở phương pháp
Trong đầu tư và vận hành LĐPP đều có những khoản chi phí và những khoản thu
nhập xảy ra ở những thời điểm khác nhau trong một khoảng thời gian dài, các khoản
chi, thu đó được gọi là dòng tiền tệ.
Gọi N là số thời đoạn trong kỳ phân tích, r% là chiết khấu tính toán, i% là chỉ số
lạm phát, P là tổng số tiền ở mốc thời gian quy ước nào đó được gọi là hiện tại, F là
tổng số tiền ở mốc thời gian quy ước nào đó được gọi là tương lai. Xây dựng được
công thức quan hệ giữa F và P:
Thành phần là để quy đổi giá trị tương lai F về giá trị hiện tại P.
Thành phần này là một đại lượng thời gian tương đương quy đổi thời gian về thời gian
hiện tại.
Trong ngành điện, tổn thất công suất, tổn thất điện năng tiết kiệm được cũng như
quá trình bảo trì vật tư thiết bị điện diễn ra trong thời gian dài, vì vậy ta có thể sử dụng
đại lượng thời gian tương đương Ne quy đổi các lợi ích hoặc chi phí đó về giá trị hiện
tại để so sánh, đánh giá các phương án.
2. Phương pháp tính toán bù tối ưu
Để xác định dung lượng bù tối ưu, cần phải xây dựng hàm mục tiêu Z, đó là
hàm lợi ích thu được khi đặt bù, bao gồm các lợi ích thu được trừ đi các chi phí do đặt
bù, hàm Z phải đạt giá trị cực đại.
Đối với LĐPP, hàm Z có thành phần lợi ích Z1 do giảm tổn thất điện năng so với
trước khi bù, thành phần chi phí Z2 do lắp đặt, vận hành thiết bị bù; thành phần chi phí
Z3 do tổn thất điện năng bên trong thiết bị bù:
Z = Z1 - Z2 - Z3
a) Thành phần do giảm tổn thất điện năng so với trước khi bù:
84
Trong đó:
+ T: thời gian làm việc của tụ bù [giờ/năm].
+ gp, gq: giá điện năng tác dụng và phản kháng bình quân tại khu vực tính bù
[đ/kWh].
+ Qi, Ui: phụ tải phản kháng và điện áp cuối nhánh i [kVAr], [kV].
+ Ri, Xi: điện trở và điện kháng của nhánh i [Ω].
+ Qbj: CSPK bù tại nút j.
+ D: đường đi của dòng điện từ nguồn đến nút j.
b) Chi phi lắp đặt và vận hành thiết bị bù:
Z2 = (qo + Ne.Cbt).Qbj
Trong đó:
+ qo: suất đầu tư cụm tụ bù [đ/kVAr].
+ Cbt: suất chi phí bảo trì hàng năm của cụm bù tại nút j [đ/kVAr.năm], chi phí
mỗi năm bằng 3% nguyên giá tài sản cố định của trạm bù tại nút j, vậy Cbt = 3%. qo
Z2 = (qo + Ne.3%.qo).Qbj = (1 + 0,03.Ne).qo.Qbj
c) Chi phí tổn thất điện năng thiết bị bù:
Z3 = T . ΔPb. gp . Ne . Qbj
Trong đó: ΔPb là suất tổn thất CSTD bên trong tụ bù [kW/kVAr].
Trong biểu thức Z có hệ số của nhỏ hơn không, do đó Z đạt cực đại khi:
, từ đó tính được giá trị Qbj tối ưu tại nút j là:
85
Xét trong khoảng thời gian tính toán N năm với hệ số chiết khấu r% và lạm phát
i% mà NPV > 0 tức là Z = Z1–Z2–Z3 > 0 thì phương án khả thi về mặt tài chính, nghĩa
là ta có thể đầu tư lắp đặt tụ bù tại nút j. Vậy điều kiện để đầu tư lắp đặt tụ bù tại nút j
là: Z > 0.
Để xác định vị trí bù tối ưu cho LĐPP, có thể dùng các chương trình tính toán
bằng máy tính
3.1.3.2. Thiết lập thông số tính toán trên phần mềm PSS/ADEPT
Trong phần mềm PSS/ADEPT có một môi trường để thiết kế sơ đồ của lưới, trên
thanh công cụ vẽ có các loại đối tượng cho việc vẽ sơ đồ lưới điện như nút, máy phát,
máy biến áp, thanh cái, đường dây, tải điện…,
Khi thiết lập sơ đồ, chúng ta tiến hành xác định các nút, sau đó nối các nút bằng
đường dây, máy biến áp, phụ tải.., chú ý khi vẽ chúng ta tiến hành vẽ từ nguồn đi về
tải, nếu vẽ ngược lại thì khi xuất kết quả công suất trên đoạn đó sẽ bị âm.
Sơ đồ tính toán được xây dựng trên phần mềm PSS/ADEPT gồm lộ 375 lấy điện
từ trạm biến áp 110kV E13.1 Đồng Mỏ cho trong các phụ lục.
1. Thông số đường dây
Trong phần mềm PSS/ADEPT thông số các mã dây có sẵn trong thư viện không
phù hợp với lưới điện nước ta. Vì vậy ta phải đi xây dựng thư viện mã dây cho các loại
mã dây thực tế.
Căn cứ vào các số liệu thu thập được như: Mã dây, chiều dài. Ta đi xác định
được điện trở và điện kháng trên 1 đơn vị chiều dài. Sau đó ta vào phần cài đặt thiết
lặp thư viên cho các loại mã dây này. Giả sử phần mềm được cài đặt theo đường dẫn
sau: C:\Program Files\PTI\PSS-ADEPT5\Example, trong phần Example ta vào file
pti.con (hình 3.5), sau đó ta thiết lập các loại thông số cho các loại dây mà đường dây
có ví dụ: AC35, AC50, AC 70, AC95… và thiết lập thông số đường dây trên phần
mềm PSS/ADEPT như hình 3.6.
86
Hình 3.6. Thẻ thiết lập thông số đường
Hình 3.5. Thư viện thiết lập thông số
dây đường dây
2. Thông số máy biến áp
Tương tự như mã dây, các thông số
của máy biến áp cho sẵn trong phần
mềm không phù hợp với lưới điện Việt
Nam, tiến hành thiết lập các thông số
cho máy biến áp theo đơn vị tương đối
trong pti.con. Các thông số của máy biến
áp được thiết lập như hình 3.7
Hình 3.7. Thẻ thiết lập thông số máy
biến áp
87
3. Xây dựng đồ thị phụ tải xuất tuyến 375
Từ số liệu thống kê xuất tuyến đường dây 375 trạm biến áp 110kV E13.1 Đồng
Mỏ, sẽ xây dựng được biểu đồ phụ tải ngày điển hình. Căn cứ vào đồ thị phụ tải ta biết
được thời điểm cực đại và thời điểm cực tiểu. Có ý nghĩa khi tiến hành bù công suất
phản kháng, xác định được thời điểm bù cố định và bù đóng cắt nhằm đảm bảo không
bị quá áp trong thời điểm phụ tải cực tiểu.
Số liệu xây dựng đồ thị phụ tải cho trong phụ lục 2:
Hình 3.8. Đồ thị phụ tải ngày điển hình năm 2020 lộ 375 - E13.1
Thời điểm phụ tải lớn nhất trong ngày nằm trong khoảng 18h đến 20h cực tiểu
khoảng 1h đến 4h. Để đơn giản cho quá trình xây dựng phụ tải trong PSS/ADEPT ta
lấy gần đúng thời gian phụ tải hoạt động cực đại năm trong khoảng từ 8h đến 10h và
17h đến 21h như vậy thời gian hoạt động của phụ tải ở thời điểm cực đại trong ngày
chiếm khoảng 8/24 = 0,33.
Phân tích đồ thị phụ tải ta thấy tỷ lệ Pmax/Pmin trên thanh cái trạm trung gian lộ 375
– E13.1 (ngày mùa hè) là (3,848/13,328) = 0,29. Vì vậy một cách gần đúng ta sẽ khảo sát
tính toán điện áp nút của lưới điện ở hai chế độ phụ tải Pmax (100%) và chế độ cực tiểu
Pmin = 29% Pmax. Điều này có nghĩa là phụ tải của các TBA hạ áp sẽ tương ứng giảm đi
29% so với chế độ cực đại.
Để xác định dung lượng bù chúng ta đi phân loại phụ tải, xây dựng đồ thị phụ tải,
được thực hiện trong Network/Groupt.., Network/Load categories.., Netword/Load
snapshots.
88
Phụ tải của đường dây 375 – E13.1 được phân thành 2 loại: phụ tải sinh hoạt và
phụ tải sản xuất (phụ lục 1). Thiết lập các phụ tải ở các thẻ Load categories hình 3.9 và
thẻ Load snapshots hình 3.10.
Hình 3.9. Thẻ phân loại phụ tải Hình 3.10. Thẻ xây dựng đồ thị phụ tải
4. Thiết lập thông số cho bài toán tính bù CAPO
Vào menu Analysis/Options chọn thanh CAPO đặt các thông số tùy chọn cần
thiết để tính toán bù tối ưu, chọn đồ thị phụ tải, đặt số dải tụ cố định, ứng động và chọn
các vị trí cần tính toán bù.
Hình 3.11. Hộp thoại tùy chọn cho bài toán CAPO
89
5. Xây dựng các chỉ số kinh tế cho chương trình PSS/ADEPT
Trước khi tính toán bù CSPK, cần phải cài đặt các chỉ số kinh tế trong
Network>Economics của chương trình.
Căn cứ tiêu chuẩn kỹ thuật vật tư thiết bị, thiết kế lắp đặt cụm tụ bù và một số
quy định hiện hành, tính toán được các chỉ số kinh tế của chương trình phù hợp với
LĐPP Việt Nam như bảng 3.1 vào hình 3.12:
Hình 3.12. Hộp thoại thông số thiết đặt để tính toán bù kinh tế tại thời điểm phụ tải cực
đại và cực tiểu cho bù cố định phía trung áp.
Khi tính toán với các trường hợp khác như: bù trung áp đóng cắt, bù hạ áp cố
định hoặc bù hạ áp đóng cắt, ta cài đặt các chỉ số kinh tế theo bảng 3.1.
Bảng 3.1. Các thông số thiết đặt để tính toán bù kinh tế trong PSS/ADEPT
- Giá điện năng tiêu thụ tại nơi đặt tụ bù (đ/kWh) Giá trị
+ Thời điểm cực đại 2871
+ Thời điểm cực tiểu 1007
- Giá điện năng tiêu thụ bình quân (đ/kVArh) 295,24
- Giá công suất thực lắp đặt (đ/kW) 0
- Giá công suất phản kháng lắp đặt (đ/kVAr) 0
- Tỷ số trượt giá (pu/year) 0,1
- Tỷ số lạm phát (pu/year) 0,04
- Thời gian tính toán (years) 5
- Giá lắp đặt cho tụ bù trung áp cố định (đ/kVAr) 645
90
- Giá lắp đặt cho tụ bù trung áp đóng cắt (đ/kVAr) 2500
- Giá lắp đặt cho tụ bù hạ áp cố định (đ/kVAr) 610
- Giá lắp đặt cho tụ bù hạ áp đóng cắt (đ/kVAr) 1200
- Tỷ giá bảo trì tụ bù trung áp cố định (đ/kVAr.năm) 14426
- Tỷ giá bảo trì tụ bù trung áp đóng cắt (đ/kVAr.năm) 37411
- Tỷ giá bảo trì tụ bù hạ áp cố định (đ/kVAr.năm) 15305
- Tỷ giá bảo trì tụ bù hạ áp đóng cắt (đ/kVAr.năm) 23311
3.2. Khảo sát điện áp và công suất xuất tuyến 375 trạm biến áp 110kV E13.1
Đồng Mỏ, huyện Chi Lăng, thành phố Lạng Sơn
Trước khi tính toán bù cho đường dây, cần xác định phân bố công suất trên trên
các đường dây của xuất tuyến đường dây 375 bằng cách kích vào thực đơn Analisys,
chọn Load Flow. Để có các kết quả về phân bố công suất và điện áp các nút không
nằm trong giới hạn cho phép thao tác như hình 3.13 và hình 3.14:
Hình 3.13. Phương pháp xuất kết quả tính toán phân bố công suất
91
Hình 3.14. Phương pháp xuất kết quả các nút có điện áp không nằm trong giới hạn cho
phép
Tổng hợp các kết quả tính toán về điện áp tại các nút ở phía 35kV và thanh cái hạ áp
nằm dưới giới hạn cho phép của xuất tuyến đường dây 375 - trạm biến áp 110kV
E13.1 Đồng Mỏ khi phụ tải cực đại và cực tiểu cho trong các bảng 3.2, bảng 3.3, bảng
3.4, phụ lục 3.1 và phụ lục 3.2:
Bảng 3.2. Các nút phía 35kV có điện áp nằm dưới giới hạn cho phép khi tải cực đại
trên đường dây 375- E13.1
Điện Độ Điện Độ
áp khi lệch áp khi lệch
STT Nút chưa điện STT Nút chưa điện
bù áp bù áp
(kV) (%) (kV) (%)
1 DTC-45 33,188 -5,18 18 TC1_CauAi 33,139 -5,32
2 DTC-46 33,169 -5,23 19 TC1_DenDuong 33,140 -5,31
3 DTC-46_N1 33,138 -5,32 20 TC1_HongThai 33,113 -5,39
4 DTC-46_N1.1 33,113 -5,39 21 TC1_KhLuong 33,081 -5,48
5 DTC-46_N1.2 33,081 -5,48 22 TC1_MDToHieu 33,150 -5,29
6 DTC-47 33,166 -5,24 23 TC1_MoVang 33,166 -5,24
92
7 DTC-48 33,150 -5,29 23 TC1_NaBan 33,138 -5,32
8 DTC-48_N1 33,150 -5,29 25 TC1_NaKhoang 33,096 -5,44
9 DTC-49 33,148 -5,29 26 TC1_NongLam1 33,139 -5,32
10 DTC-50 33,146 -5,30 27 TC1_PhViSinh 33,139 -5,32
11 DTC-51 33,145 -5,30 28 TC1_TanVan1 33,188 -5,18
12 DTC-52 33,145 -5,30 29 TC1_TanVan3 33,188 -5,18
13 DTC-53 33,140 -5,31 30 TC1_ToHieu 33,150 -5,29
14 DTC-54 33,139 -5,32 31 TC1_ToHieu1 33,146 -5,30
15 DTC-55 33,139 -5,32 32 TC1_TongChu2 33,139 -5,32
16 TC1_BanPat 33,082 -5,48 33 TC1_TramAi 33,139 -5,32
17 TC1_BanPe 33,082 -5,48
Bảng 3.3. Các nút thanh cái hạ áp của trạm 35/0,4kV có điện áp nằm dưới giới hạn
cho phép khi tải cực đại trên đường dây 375- E13.1
Điện Điện Độ Độ áp áp khi lệch lệch khi STT Nút chưa điện STT Nút điện chưa bù áp áp bù (kV) (%) (%) (kV)
1 TC2_BanChang 0,380 -5,00 23 TC2_MDToHieu 0,374 -6,50
2 TC2_BanChau 0,380 -5,00 24 TC2_MoVang 0,372 -7,00
3 TC2_BanChau1 0,379 -5,25 25 TC2_NaBan 0,370 -7,50
4 TC2_BanDu 0,379 -5,25 26 TC2_NaChuong 0,379 -5,25
5 TC2_BanKinh 0,380 -5,00 27 TC2_NaDong 0,378 -5,50
6 TC2_BanNang 0,377 -5,75 28 TC2_NaKhoang 0,370 -7,50
7 TC2_BanPat 0,376 -6,00 29 TC2_NaLuot 0,379 -5,25
8 TC2_BanPe 0,374 -6,50 30 TC2_NongLam1 0,378 -5,50
9 TC2_BanPhan 0,379 -5,25 31 TC2_PaHa 0,379 -5,25
93
10 TC2_BanRuoi 0,377 -5,75 32 TC2_PaMin 0,379 -5,25
11 TC2_BanXo 0,377 -5,75 33 TC2_PhViSinh 0,379 -5,25
12 TC2_BoCang1 0,379 -5,25 34 TC2_TanVan1 0,372 -7,00
13 TC2_BoCang2 0,380 -5,00 35 TC2_TanVan2 0,372 -7,00
14 TC2_CauAi 0,374 -6,50 36 TC2_TanVan3 0,374 -6,50
15 TC2_CauBong 0,379 -5,25 37 TC2_TanYen 0,371 -7,25
16 TC2_DenDuong 0,373 -6,75 38 TC2_ToHieu 0,375 -6,25
17 TC2_DonCho 0,379 -5,25 39 TC2_ToHieu1 0,372 -7,00
18 TC2_HoaBinh1 0,378 -5,50 40 TC2_TongChu2 0,377 -5,75
19 TC2_HongThai 0,369 -7,75 41 TC2_TuDung 0,377 -5,75
20 TC2_KhLuong 0,370 -7,50 42 TC2_TuXuyen 0,374 -6,50
21 TC2_LngNang 0,374 -6,50 43 TC2_TuXuyen2 0,380 -5,00
22 TC2_LungCai 0,379 -5,25 44 TC2_TramAi 0,378 -5,50
Bảng 3.4. Các nút thanh cái hạ áp của trạm 35/0,4kV có điện áp nằm dưới giới hạn
cho phép khi tải cực tiểu trên đường dây 375- E13.1
Điện Điện Độ Độ áp áp khi lệch lệch khi STT Nút chưa điện STT Nút điện chưa bù áp áp bù (kV) (%) (%) (kV)
1 TC2_DenDuong 0,380 -5,00 TC2_NaKhoang 0,377 -5,75 6
2 TC2_HongThai 0,376 -6,00 TC2_TanVan1 0,379 -5,25 7
3 TC2_KhLuong 0,377 -5,75 TC2_TanVan2 0,379 -5,25 8
4 TC2_MoVang 0,378 -5,50 TC2_TanYen 0,378 -5,50 9
5 TC2_NaBan 0,377 -5,75 10 TC2_ToHieu1 0,379 -5,25
94
Tổng hợp kết quả tính toán ta có tổng số nút không nằm trong giới hạn điện áp
cho phép và tổng tổn thất công suất tác dụng và công suất phản kháng trên xuất tuyến
đường dây 375 – E13.1 Đồng Mỏ trước khi bù cho trong bảng 3.5, phụ lục 4.
Bảng 3.5. Kết quả tính toán phân bố công suất trên đường dây 375 khi điện áp thanh
cái lưới trung áp đặt 35kV- E13.1 trước khi bù
Phụ tải Nội dung Cực đại Cực tiểu
Tổng số nút dưới điện áp cho phép 77 10
Tổng số nút quá điện áp cho phép 0 0
Tổng tổn thất công suất tác dụng (kW) 213,42 124,91
Tổng tổn thất công suất phản kháng (kVAr) 359,54 205,23
Từ bảng 3.5 ta thấy khi vận hành với phụ tải cực đại và cực tiểu, tổng số nút điện
áp nằm dưới trong giới hạn cho phép là 87 nút và không có nút nào vượt quá giới hạn
điện áp cho phép.
Trước khi tính toán bù nhân tạo cho xuất tuyến 375, xét trường hợp bù tự nhiên
khi nâng cao điện áp vận hành của mạng điện từ 35 kV lên 37 kV. Kết quả tính toán
cho trong bảng 3.6, bảng 3.7, phụ lục 5.1 và phụ lục 5.2. Kết quả tổng hợp trong bảng
3.8.
Bảng 3.6. Các nút có điện áp vượt quá giới hạn cho phép khi phụ tải cực đại trên
đường dây 375- E13.1
Điện Độ Điện Độ
áp khi lệch áp khi lệch
STT Nút chưa điện STT Nút chưa điện
bù áp bù áp
(kV) (%) (kV) (%)
1 DTC-1 36,899 5,43 TC1_ChoMoi 36,846 5,27 7
2 DTC-2 36,866 5,33 TC1_HoaBinhT 36,865 5,33 8
3 DTC-4 36,846 5,27 TC1_LungCut 36,758 5,02 9
95
4 DTC-5 36,838 5,25 10 TC1_NaDon 36,899 5,43
5 DTC-6 36,758 5,02 11 TC35kV 37,100 6,00
6 TC1_B.N_DMo 36,838 5,25
Bảng 3.7. Các nút có điện áp vượt quá giới hạn cho phép khi phụ tải cực tiểu trên
đường dây 375- E13.1
Điện Độ Điện Độ
áp khi lệch áp khi lệch
STT Nút chưa điện STT Nút chưa điện
bù áp bù áp
(kV) (%) (kV) (%)
1 DTC-1 36,947 5,56 10 TC1_HoaBinhT 36,922 5,49
2 DTC-2 36,922 5,49 11 TC1_KhonSau 36,766 5,05
3 DTC-4 36,907 5,45 12 TC1_LungCut 36,840 5,26
4 DTC-5 36,900 5,43 13 TC1_MoBa 36,779 5,08
5 DTC-6 36,840 5,26 14 TC1_NaDon 36,947 5,56
6 DTC-7 36,781 5,09 15 TC1_ThCuong 36,767 5,05
7 DTC-8 36,768 5,05 16 TC35kV 37,100 6,00
8 TC1_B.N_DMo 36,900 5,43 17 TC2_B.N_DMo 0,420 5,00
9 TC1_ChoMoi 36,907 5,45 18 TC2_ChoTT_DM 0,421 5,25
Bảng 3.8. Kết quả tính toán phân bố công suất trên đường dây 375 khi điện áp thanh
cái lưới trung áp đặt 37kV (Bù tự nhiên)- E13.1
Phụ tải
Nội dung
Cực đại
Cực tiểu
Tổng số nút dưới điện áp cho phép
0
0
Tổng số nút quá điện áp cho phép
11
18
Tổng tổn thất công suất tác dụng (kW)
187,47
110,11
Tổng tổn thất công suất phản kháng (kVAr)
312,79
177,80
96
Nhận xét:
- Tổng số nút khảo sát của lộ đường dây 375 E13.1: 298 nút (189 nút trung áp
35kV và 109 nút hạ áp 0,4 kV).
- Tổng số nút hạ áp có điện áp nằm dưới giới hạn về độ lệch điện áp cho phép
trong chế độ phụ tải cực đại là 77 nút và trong chế độ phụ tải cực tiểu là 10 nút. Trong
đó nút có điện áp thấp nhất là nút “TC2_HongThai = 0,369 kV”.
- Khi áp dụng biện pháp bù tự nhiên, điện áp của nguồn thay đổi 35 kV lên điện
áp 37 kV, từ bảng 3.5 và bảng 3.8 cho thấy: tổn thất công suất nhỏ hơn khi vận hành
với điện áp nguồn điện là 35 kV nhưng có 11 nút phụ tải gần nguồn điện áp vượt quá
giới hạn về độ lệch điện áp cho phép trong chế độ phụ tải cực đại và 18 nút trong chế
độ phụ tải cực tiểu.
Như vậy với kết quả tính toán trước khi bù và bù tự nhiên không thỏa mãn điều
kiện về độ lệch điện áp cho phép. Tiếp theo của luận văn tác giả sẽ tính toán bù nhân
tạo cho xuất tuyến 375 với cả hai trường hợp phụ tải cực đại và phụ tải cực tiểu, tính
toán bù trên cả lưới trung áp và tại thanh cái hạ áp của trạm biến áp trong cả hai trường
hợp bù cố định và bù đóng cắt.
3.3. Tính toán vị trí và dung lượng bù kinh tế xuất tuyến 375 trạm biến áp
110kV E13.1 Đồng Mỏ, huyện Chi Lăng, thành phố Lạng Sơn
Xuất phát từ thuật toán tính toán tối ưu hóa vị trí bù trong chương trình
PSS/ADEPT, ta đi xác định vị trí và dung lượng bù tối ưu cho lộ 375 trạm biến áp
110kV E13.1 Đồng Mỏ ứng với trường hợp phụ tải cực đại và cực tiểu. Bài toán tính
toán bù trên phần mềm PSS/ADEPT chỉ có thể áp dụng cho một lưới cùng cấp điện áp,
tức là không thể tính toán bù lưới 35 kV cùng với lưới 0,4 kV cùng một lúc. Vì vậy
trong thẻ Capo chúng ta sẽ tiến hành loại bỏ những nút ở thanh cái 0,4 kV nếu tiến
hành bù ở lưới 35 kV và ngược lại nếu bù ở thanh cái 0,4 kV thì bỏ các nút ở 35 kV.
Chọn mỗi bộ tụ là 75 kVAr, giả sử số bộ tụ là không giới hạn, tìm dụng lượng và
vị trí cần bù tối ưu. Chạy chương trình Capo ta có kết quả tính toán vị trí, dung lượng
bù cố định và bù đóng cắt.
97
3.3.1. Tính toán vị trí, dung lượng, tổn thất công suất bù cố định và bù đóng
cắt xuất tuyết 375 trạm biến áp 110kV Đồng Mỏ
3.3.1.1. Tính toán bù cố định và bù đóng cắt phía trung áp 35kV
Kết quả tính toán vị trí, dung lượng bù cố định và bù đóng cắt lưới điện trung áp
xuất tuyến 375 trạm biến áp 110kV E13.1 Đồng Mỏ được tổng hợp trong bảng 3.9,
phụ lục 6.1 và phụ lục 6.2:
Bảng 3.9. Vị trí, dung lượng bù cố định và bù đóng cắt lưới điện trung áp
Qbù STT Vị trí STT Vị trí Qbù (kVAr) (kVAr)
I Bù cố định phía trung áp
75 7 DTC-31 75 1 DTC-53
75 8 DTC-11_N3.9 75 2 DTC-46_N1.1
75 9 DTC-25 75 3 TC1_ToHieu1
75 10 DTC-11_N3.12 75 4 DTC-45
75 11 DTC-21 75 5 DTC-36_N1
75 12 DTC-11_N_4 75 6 DTC-37
Tổng dung lượng bù cố định phía trung áp: 900 (kVAr)
Bù đóng cắt phía trung áp II
TC1_NaKhoang 8 TC1_TuXuyen2 75 75 1
75 9 DTC-31.N1 75 2 TC1_CauAi
75 10 DTC-11_N3.10 75 3 TC1_ToHieu1
75 11 TC1_TanThanh 75 4 DTC-48_N1
75 12 DTC-11_N3.12 75 5 TC1_TanVan3
75 13 TC1_BanDa 75 6 DTC-36_N2
75 14 DTC-11_N3.5 75 7 TC1_TanVan2
Tổng dung lượng bù đóng cắt phía trung áp: 1050 (kVAr)
98
3.3.1.2. Tính toán bù cố định và bù đóng cắt phía hạ áp trạm biến áp phân
phối 35/0,4 kV
Kết quả tính toán vị trí, dung lượng bù cố định và bù đóng cắt phía hạ áp trạm
biến áp phân phối 35/0,4 kV xuất tuyến 375 trạm biến áp 110kV E13.1 Đồng Mỏ được
tổng hợp trong bảng 3.10, phụ lục 7.1 và phụ lục 7.2:
Bảng 3.10. Vị trí, dung lượng bù cố định và bù đóng cắt phía hạ áp trạm biến áp phân
phối 35/0,4 kV
Qbù Qbù STT Vị trí STT Vị trí (kVAr) (kVAr)
Bù cố định phía hạ áp I
1 TC2_ToHieu1 75 6 TC2_SuoiMo 75
2 TC2_CauAi 75 7 TC2_HoaBinh 75
3 TC2_TnThanh2 75 8 TC2_HoaBinhT 75
4 TC2_BanChau 75 9 TC2_VanLinh 75
5 TC2_TanThanh 75
Tổng dung lượng bù cố định phía hạ áp: 675 (kVAr)
II Bù đóng cắt phía hạ áp
1 TC2_ToHieu1 75 9 TC2_SuoiMo 75
2 TC2_CauAi 75 10 TC2_VanLinh 75
3 TC2_MoVang 75 11 TC2_TanVan3 75
4 TC2_TnThanh2 75 12 TC2_YTich 75
5 TC2_BanChau 75 13 TC2_HoaBinhT 75
6 TC2_TongChu2 75 14 TC2_NaDai 75
7 TC2_TanThanh 75 15 TC2_PhLien2 75
8 TC2_HoaBinh 75 16 TC2_ChoMoi 75
Tổng dung lượng bù đóng cắt phía hạ áp: 1200 (kVAr)
99
3.3.1.3. Tổn thất công suất sau khi bù cố định và bù đóng cắt xuất tuyết 375
trạm 110kV Đồng Mỏ
Kết quả tính toán tổn thất công suất sau khi bù cố định và bù đóng cắt phía trung
áp và hạ áp cho xuất tuyến 375 trạm biến áp 110kV E13.1 Đồng Mỏ được tổng hợp
cho trong bảng 3.11, phụ lục 6.3, phụ lục 6.4, phụ lục 7.3 và phụ lục 7.4:
Bảng 3.11. Kết quả tính toán tổn thất công suất trên đường dây 375- E13.1 trước và
sau khi bù phía trung áp và hạ áp
Bù cố định
Bù đóng cắt
Trước và sau
(phụ tải cực tiểu)
(phụ tải cực đại)
Nội dung
khi bù
Trung áp Hạ áp
Trung áp
Hạ áp
Trước khi bù
124,91
213,42
Tổn thất công suất
tác dụng (kW)
Sau khi bù
118,76
120,05
202,03
202,33
Tổn thất công suất
Trước khi bù
205,23
359,54
phản kháng
Sau khi bù
196,22
198,89
342,80
343,46
(kVAr)
Nhận xét:
- Sau khi tính toán bù, không có nút nào có điện áp nằm dưới và trên giới hạn về
độ lệch điện áp cho phép trong chế độ vận hành với phụ tải cực đại và cực tiểu.
- Tổn thất công suất tác dụng giảm được sau khi bù:
+ Trường hợp vận hành với phụ tải cực đại (bù đóng cắt): phía trung áp giảm
5,34% và phía hạ áp giảm 5,2%.
+ Trường hợp vận hành với phụ tải cực tiểu (bù cố định): phía trung áp giảm
4,92% và phía hạ áp giảm 3,89%.
- Tổn thất công suất phản kháng giảm được sau khi bù:
+ Trường hợp vận hành với phụ tải cực đại (bù đóng cắt): phía trung áp giảm
4,66% và phía hạ áp giảm 4,47%.
+ Trường hợp vận hành với phụ tải cực tiểu (bù cố định): phía trung áp giảm
4,39% và phía hạ áp giảm 3,09%.
100
3.3.2. Tính toán kinh tế các phương án bù của các lộ đường dây 375 trạm
biến áp 110kV E13.1 Đổng Mỏ
Mỗi phương án tính toán sẽ có được kết quả tổng dung lượng bù cố định và bù
đóng cắt, tổn thất công suất giảm so với bù tự nhiên. Từ đó tính được tổng giá trị hiện
tại các khoản chi phí vận hành, lắp đặt tụ bù là:
Trong đó:
+ : dung lượng bù cố định và điều chỉnh, [kVAr].
+ , : suất đầu tư tụ bù cố định và điều chỉnh, [đ/kVAr].
+ : suất chi phí bảo trì trong năm đối với tụ bù cố định và điều chỉnh,
[đ/năm.kVAr].
- Tổng giá trị hiện tại các khoản lợi nhuận do lắp đặt tụ bù:
B = (ΔP’ . gp + ΔQ’ . gq) . Ne .T.
Trong đó:
+ ΔP’, ΔQ’: lượng giảm tổn thất công suất so với bù tự nhiên, [kW, kVAr].
+ gp: giá tiền điện năng tác dụng tiêu thụ, [đ/kWh].
+ gq: giá tiền điện năng phản kháng tiêu thụ, [đ/kVArh].
+ T: thời gian làm việc của tụ bù, [giờ/năm].
Thế các giá trị vào công thức, tính toán được các giá trị B, C và giá trị hiệu quả
kinh tế khi bù NPV: NPV = B – C
3.3.2.1. Tính toán bù kinh tế phía trung áp xuất tuyến đường dây 375 trạm
biến áp 110 kV E13.1 Đồng Mỏ
Kết quả tính toán bù kinh tế phía trung áp khi phụ tải cực đại và cực tiểu xuất
tuyến đường dây 375 – E13.1 Đồng Mỏ được thống kê trong bảng 3.12, phụ lục 6.1 và
phụ lục 6.2.
101
Bảng 3.12. Kết quả bù kinh tế phía trung áp khi phụ tải cực đại và cực tiểu xuất tuyến
đường dây 375 – E13.1 Đồng Mỏ
Tổn thất Giá trị (đ) P (kW) Q (kVAr)
Trước bù 124,91 205,23 6.920.741.451,21 Cố định
(phụ tải cực Sau bù 118,76 196,22 6.592.016.996,45
tiểu) Tiết kiệm 6,15 9,01 328.724.454,76
Trước bù 213,42 359,54 26.693.920.177,95 Đóng cắt
(phụ tải cực Sau bù 202,03 342,80 25.296.534.518,04
đại) Tiết kiệm 11,39 16,74 1.397.385.659,91
- Tổng dung lượng bù cố định và bù đóng cắt phía trung áp: 1950 kVAr.
- Tổng giá trị chi phí quy về hiện tại cho việc lắp đặt tụ phía trung áp:
C = 55.616.362,46 + 169.137.160,36 = 224.753.522,82 đ.
- Tổng giá trị lợi nhuận quy về hiện tại thu được do lắp đặt tụ bù phía trung áp:
B = 328.724.454,76 + 1.397.385.659,91 = 1.726.110.114,67 đ.
- Giá trị hiệu quả kinh tế phía trung áp:
NPV = B - C = 1.726.110.114,67 - 224.753.522,82 = 1.501.356.591,85 đ.
3.3.2.2. Tính toán bù kinh tế phía hạ áp xuất tuyến đường dây 375 trạm biến
áp 110 kV E13.1 Đồng Mỏ
Kết quả tính toán bù kinh tế phía hạ áp khi phụ tải cực đại và cực tiểu xuất tuyến
đường dây 375 – E13.1 Đồng Mỏ được thống kê trong bảng 3.13, phụ lục 7.1 và phụ
lục 7.2.
Bảng 3.13. Kết quả bù kinh tế phía hạ áp khi phụ tải cực đại và cực tiểu xuất tuyến
đường dây 375 – E13.1 Đồng Mỏ
Tổn thất Giá trị (đ) P (kW) Q (kVAr)
Trước bù 124,91 205,23 6.920.741.451,21 Cố định
(phụ tải cực Sau bù 120,05 198,89 6.669.378.177,85
tiểu) Tiết kiệm 4,86 6,34 251.363.273,36
Trước bù 213,42 359,54 26.693.920.177,95 Đóng cắt
(phụ tải cực Sau bù 202,33 343,46 25.335.363.340,69
đại) Tiết kiệm 11,09 16,08 1.358.556.837,26
102
- Tổng dung lượng bù cố định và bù đóng cắt phía hạ áp: 1875 kVAr.
- Tổng giá trị chi phí quy về hiện tại cho việc lắp đặt tụ phía hạ áp:
C = 44.203.716,32 + 120.016.735,50 = 164.220.451,82 đ.
- Tổng giá trị lợi nhuận quy về hiện tại thu được do lắp đặt tụ bù phía hạ áp:
B = 251.363.273,36 + 1.358.556.837,26 = 1.609.920.110,62 đ.
- Giá trị hiệu quả kinh tế phía hạ áp:
NPV = B - C = 1.609.920.110,62 - 164.220.451,82 = 1.445.699.658,80 đ.
3.3.2.3. Đánh giá hiệu quả việc bù phía trung áp và bù phía hạ áp
Qua kết quả tính toán hiệu quả kinh tế khi bù phía trung áp và hạ áp trên ta nhận
thấy:
- Số tiền tiết kiệm được quy về hiện tại vòng 5 năm khi bù phía trung áp lớn hơn
so với bù phía hạ áp. Vì vậy phương án bù ở phía trung áp là hiệu quả hơn so với bù
phía hạ áp.
- Khi bù ở phía hạ áp, vị trí bù ở phía hạ áp nhiều, rất khó cho quá trình bảo trì
vận hành và kiểm soát. Vì vậy khi lựa chọn phương án bù áp dụng trong thực tế nên
cân nhắc bù phía hạ áp hơn hay là bù phía trung áp hơn.
3.4. Một số giải pháp nâng cao chất lượng điện áp xuất tuyến 375 - E13.1
Đồng Mỏ, huyện Chi Lăng, thành phố Lạng Sơn
Do lưới điện phân phối xuất tuyến 375 trạm biến áp 110kV E13.1 Đồng Mỏ,
huyện Chi Lăng, thành phố Lạng Sơn phân bố rộng, phụ tải phân bố không đều, địa
hình đồi núi phức tạp... nên việc đưa ra một biện pháp để nâng cao chất lượng điện áp
cần được tính toán phân tích kỹ lưỡng cả về kỹ thuật và hiệu quả kinh tế. Tác giả đề
xuất một một số giải pháp nâng cao chất lượng điện áp, cụ thể chia thành hai nhóm
chính như sau:
3.4.1. Các giải pháp về tổ chức quản lý vận hành
Các giải pháp tổ chức quản lý vận hành không đòi hỏi chi phí lớn. Nhưng yêu
cầu người thực hiện phải hiểu rõ về sơ đồ và tình trạng làm việc của lưới điện vận
hành. Nhóm này bao gồm các biện pháp chính sau:
103
3.4.1.1. Phân bố phụ tải hợp lý
Việc phân bố phụ tải hợp lý sẽ làm san bằng đồ thị phụ tải, giảm sự chênh lệch
phụ tải và hao tổn điện áp tại hai thời điểm phụ tải cực đại và cực tiểu, dẫn đến giảm
chênh lệch về độ lệch điện áp tại hai thời điểm này. Như vậy sẽ làm giảm khoảng giới
hạn của độ lệch điện áp và nâng cao hiệu suất sử dụng của lưới điện.
3.4.1.2. Chọn sơ đồ cấp điện hợp lý
Sơ đồ cung cấp điện hợp lý nhằm giảm tối đa các thông số R, X trong lưới điện,
làm giảm tối đa hao tổn điện áp dẫn đến giảm độ lệch điện áp tại các nút của lưới điện.
Hoàn thiện cấu trúc lưới để vận hành với tổn thất nhỏ nhất. Vấn đề này đòi hỏi
vốn đầu tư, tuy nhiên phụ thuộc vào địa hình và mật độ phụ tải của lưới. Nói chung
đây là giải pháp khó đạt hiệu quả cao đối với những tuyến dây hiện hữu, chỉ thực hiện
có hiệu quả với những tuyến dây mới, đang trong giai đoạn đầu tư.
3.4.1.3. Chọn điện áp ở đầu vào hộ tiêu thụ điện thích hợp
Thông thường máy biến áp và đường dây được tính toán lựa chọn theo chế độ tải
cực đại và cực tiểu. Nhưng phụ tải thực tế trong quá trình vận hành tại phần lớn thời
gian lại khác chế độ tính toán. Do đó việc chọn điện áp đầu vào của các hộ tiêu thụ
điện thích hợp sẽ làm giảm sự sai khác độ lệch điện áp đầu vào của các hộ tiêu thụ
điện này.
3.4.1.4. Điều chỉnh chế độ làm việc của phụ tải điện một cách hợp lý
Việc điều chỉnh chế độ làm việc của phụ tải điện một cách hợp lý sẽ kết hợp
được phụ tải phản kháng giữa các hộ dùng điện. Do đó làm giảm hao tổn công suất và
hao tổn điện áp của lưới điện tại các thời điểm khác nhau.
3.4.1.5. Lựa chọn tiết diện dây trung tính hợp lý
Đối với lưới điện có dây trung tính, nếu chọn dây trung tính quá nhỏ sẽ làm tăng
hao tổn điện áp trên dây trung tính dẫn đến mất đối xứng của lưới điện.
3.4.1.6. Phân bố đều phụ tải giữa các pha
Phân bố thời gian làm việc và đưa vào thiết bị vận hành trong các thời gian hợp
lý, tránh hiện tượng quá tải cục bộ vào giờ cao điểm. Vấn đề này chỉ thực hiện ở cấp vĩ
mô, có sự tham gia của nhiều bộ ngành và nhà nước.
104
Tăng cường sử dụng các thiết bị ba pha. Biện pháp này làm giảm sự mất đối
xứng trong lưới điện.
3.4.1.7. Không vận hành thiết bị non tải
Các thiết bị vận hành non tải làm cho hệ số công suất thấp, tăng cường công suất
phản kháng làm tăng hao tổn dẫn đến tăng độ lệch điện áp.
3.4.1.8. Với lưới điện có nhiều phụ tải một pha nên chọn máy biến áp có tổ
nối dây sao-ziczăc
Để giảm tổn hao phụ do dòng thứ tư không gây ra.
3.4.2. Các giải pháp về kỹ thuật
Nhóm này được thực hiện khi các biện pháp tổ chức vận hành được áp dụng mà
vẫn không mang lại kết quả như mong muốn, nhóm này bao gồm các giải pháp:
- Điều chỉnh điện áp.
- Đối xứng hóa lưới điện.
- Hạn chế sóng hài trong lưới hạ áp.
- Nâng cao điện áp vận hành lưới phân phối, việc thực hiện giải pháp này tương
đối hiệu quả nhưng đòi hỏi vốn đầu tư lớn mà thời gian thực hiện dài.
- Bù công suất phản kháng trong lưới phân phối. Tác giả đã ứng dụng phần mềm
PSS/ADEP tính toán chi tiết việc lựa chọn vị trí và dung lượng bù tối ưu (bù cố định
và bù ứng động) cho hai trường hợp bù trên lưới điện trung áp 35kV và bù tại thanh
cái hạ áp 0,4kV của trạm biến áp phân phối, kết quả tính toán mạng lại hiệu quả kinh
tế cao như đã trình bày trong chương 3.
3.5. Kết luận Chương 3
Xuất tuyến đường dây 375 trạm biến áp 110 kV E13.1 Đồng Mỏ, huyện Chi
Lăng, thành phố Lạng Sơn gồm rất nhiều phụ tải, tính chất của phụ tải thể hiện đặc
trưng của phụ tải sinh hoạt. Số lượng các trạm biến áp cung cấp cho phụ tải sản xuất,
công nghiệp không nhiều. Vì vậy mà có sự chênh lệch khá lớn về công suất giữa các
thời điểm trong ngày đặc biệt là giờ cao điểm và thấp điểm. Bằng biện pháp bù kinh tế
với việc tính toán vị trí và dung lượng bù nhờ sự trợ giúp của phần mềm PSS/ADEPT
cho thấy rõ được hiệu quả của việc bù công suất phản kháng trên lưới điện. Ngoài lợi
ích mà phần mềm mang lại như phân tích ở trên, còn góp phần cải thiện chất lượng
105
điện áp tại các nút. Do đó việc bù CSPK theo các kịch bản đã trình bày trong chương 3
cho xuất tuyến đường dây 375 – E13.1 Đồng Mỏ là cần thiết nhằm đảm bảo nâng cao
được chất lượng điện áp đồng thời mang lại nhiều lợi ích về kinh tế. Nhưng để áp dụng
được phần mềm trong luận văn, tác giả phải thống kê các thông số cụ thể của lưới,
thông số phụ tải,... điều này mất rất nhiều thời gian và tốn nhiều công sức.
106
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
1. Kết luận
Bù công suất phản kháng là một trong các giải pháp kỹ thuật nâng cao chất lượng
điện năng cung cấp cho các hộ tiêu thụ và cho phép giảm tổn thất. Điều đó dẫn đến
giảm công suất phát đầu nguồn, giảm vốn đầu tư xây dựng mạng điện, giảm tải trên
đường dây và máy biến áp, làm cho tuổi thọ của chúng dài hơn.
Quá trình phân tích hiệu quả bù cho thấy không phải bù hết CSPK (cosφ =1) trên
lưới là hiệu quả mà việc nâng cao hệ số cosφ quá lớn sẽ làm giảm hiệu quả kinh tế, vì
vậy nên bù cosφ đặt trong khoảng 0,9 - 0,93 là hiệu quả nhất.
Việc tính toán vị trí và dung lượng bù tối ưu cho một lưới cụ thể thì rất phức tạp,
khối lượng tính toán lớn và phải lặp lại nhiều lần vì vậy cần phải có sự hổ trợ của máy
tính và có những phần phềm được thiết kế phù hợp. Trong thực tế có rất nhiều phần
mềm để xác định dung lượng và vị trí bù hợp lý. Với luận văn chỉ đi tìm hiểu và ứng
dụng phần mềm PSS/ADEPT để áp dụng tính toán xuất tuyến 375 trạm biến áp 110
kV E13.1 Đồng Mỏ, huyện Chi Lăng, thành phố Lạng Sơn.
Qua việc thu thập số liệu tổng hợp xuất tuyến đường dây 375 trạm biến áp 110kV
E13.1 Đồng Mỏ và áp dụng phần mềm PSS/ADEPT, kết quả tính toán cho thấy có
nhiều điểm nút phụ tải vận hành có độ lệch điện áp vượt ra ngoài giới hạn cho phép,
tổn thất công suất trên toàn xuất tuyến 375 còn khá lớn.
Luận văn trình bày tổng quát các phương pháp xác định vị trí và dung lượng bù,
từ đó áp dụng để xác định được vị trí và dung lượng bù tối ưu cho xuất tuyến đường
dây 375 trạm biến áp 110 kV E13.1 Đồng Mỏ, giảm tổn thất công suất và đảm bảo
chất lượng điện áp tại tất cả các điểm nút của phụ tải sau khi bù.
Luận văn đã tính toán được dung lượng bù và vị trí tối ưu cho xuất tuyến đường
dây 375 trạm biến áp 110kV Đồng Mỏ:
- Bù phía trung áp với dung lượng bù cố định khi phụ tải cực tiểu là 900 kVAr và
bù đóng cắt khi phụ tải cực đại là 1050 kVAr, tiết kiệm được hơn 1,5 tỷ đồng trong
vòng 5 năm.
107
- Bù phía hạ áp với dung lượng bù cố định khi phụ tải cực tiểu là 675 kVAr và bù
đóng cắt khi phụ tải cực đại là 1200 kVAr, tiết kiệm được hơn 1,4 tỷ đồng trong vòng
5 năm.
2. Kiến nghị
Luận văn chưa đi nghiên cứu cụ thể các phương pháp để giảm bớt sóng hài tác
dụng lên lưới điện, ảnh hưởng của chất lượng điện áp và ảnh hưởng của nhiệt độ đến
quá trình hoạt động và tuổi thọ của tụ.
Việc áp dụng phần mềm PSS/ADEPT tính toán vị trí và dung lượng bù còn bị
hạn chế bởi số liệu thu thập trong từng giờ của phụ tải là rất khó xác định, số lượng
phụ tải lớn, nên luận văn chưa xác định cụ thể được thời điểm đóng cắt của tụ điện.
Khai thác và sử dụng phiên bản cao hơn của chương trình PSS/ADEPT để tính
toán chất lượng lưới điện hạ áp sau các trạm biến áp phân phối. Đồng thời có biện
pháp kết hợp với việc điều chỉnh đầu phân áp MBA phân phối hợp lý. Đây là những
nội dung mà luận văn chưa đề cập đến và là hướng tiếp tục nghiên cứu của đề tài mà
tác giả mong muốn có cơ hội được thực hiện trong tương lai.
108
TÀI LIỆU THAM KHẢO
TIẾNG VIỆT
1 Trần Bách (2000), Lưới điện và hệ thống điện, NXB Khoa học và Kỹ thuật, Hà
Nội.
2 Trần Quang Khánh (2006), Hệ thống cung cấp điện, NXB Khoa học và Kỹ thuật,
Hà Nội.
3 Phan Đăng Khải, Huỳnh Bá Minh (2003), Bù công suất phản kháng lưới cung
cấp và phân phối điện, NXB Khoa học và Kỹ thuật, Hà Nội.
4 Nguyễn Xuân Phú, Nguyễn Công Hiền, Nguyễn Bội Khuê (2006), Cung cấp
điện, NXB Khoa học & kỹ thuật.
5 Nguyễn Xuân Phú (1998), Cung cấp điện, NXB Khoa học và Kỹ thuật, Hà Nội.
6 Nguyễn Hữu Phúc, Áp dụng PSS/ADEPT 5.0 trong lưới phân phối, Đại học Điện
lực.
7 Nguyễn Hữu Phúc, Đánh giá các tác động của quá độ trong quá trình đóng cắt
trạm tụ bù đến lưới điện, Trường Đại học Bách khoa TP HCM
TIẾNG ANH
8 F.J. Pazos, J.J. Amantegui, F. Ferrandis, H. Gago, A. Barona (2005), Capacitor
bank monitoring for switching transient reduction, 9-2005 Iberdrola, Spain.
9 R. C. Dugan, M. F. McGranaghan, S. Santoso, H. W. Beaty, Electrical Power
Systems Quality, Second Edition, McGraw-Hill, New York, 1996.
10 Ramasamy Natarajan (2005), Power System Capacition, ebook.
11 Thomas E. Grebe, Capacitor Switching and Its Impact on Power Quality,
Prepared on Request of CIGRE 36.05/CIRED 2 (Voltage Quality).
- 109 -
PHỤ LỤC
Phụ lục 1. Thông số phụ tải cực đại xuất tuyến 375 - E13.1 Đồng Mỏ
STT Tên trạm SđmBA Ptải Qtải Stải Cos Loại PT
1 B. Nước Đồng Mỏ 7,152 1,453 7,298 0,98 Sản xuất 50
2 Bản Chang 75 8,711 5,866 10,502 0,83 Sinh hoạt
3 Bản Châu 400 84,259 17,109 85,978 0,98 Sinh hoạt
4 Bản Chầu 75 17,961 3,647 18,327 0,98 Sinh hoạt
5 Bản Coóng 180 17,861 3,627 18,226 0,98 Sinh hoạt
6 Bản Dạ 250 79,983 16,241 81,615 0,98 Sinh hoạt
7 Bản Đú 100 18,720 3,802 19,103 0,98 Sinh hoạt
8 Bằng Hữu 250 90,390 18,354 92,235 0,98 Sinh hoạt
9 Cấp Nước Bằng Mạc 11,682 2,372 11,921 0,98 Sản xuất 50
10 Bản Kình 100 17,343 3,522 17,697 0,98 Sinh hoạt
11 Bản Nâng 100 28,425 5,771 29,005 0,98 Sinh hoạt
12 Bản Pát 100 12,200 6,895 14,013 0,87 Sinh hoạt
UB xã Bình La (Bản 13 180 77,097 15,655 78,670 0,98 Sinh hoạt Pè)
14 Bản Phấn 180 50,209 10,195 51,234 0,98 Sinh hoạt
15 Bản Rượi 100 36,106 7,331 36,843 0,98 Sinh hoạt
16 Bản Sầm 75 25,608 5,200 26,130 0,98 Sinh hoạt
17 Bản Xó 75 28,644 5,817 29,229 0,98 Sinh hoạt
18 Bình Phúc 100 27,514 5,587 28,076 0,98 Sinh hoạt
19 Bó Cáng I 50 11,039 2,242 11,264 0,98 Sinh hoạt
20 Bó Cáng II 100 20,080 4,078 20,490 0,98 Sinh hoạt
400 21 CQT Khu Cầu Ải 187,133 37,998 190,951 0,98 Sản xuất
22 Cầu Bóng 100 91,977 18,677 93,854 0,98 Sinh hoạt
23 Chợ Mới 400 214,363 43,528 218,738 0,98 Sản xuất
250 24 Chợ TT Đồng Mỏ 31,967 6,491 32,620 0,98 Sản xuất
50 25 Dương Văn Thái 2,098 0,426 2,140 0,98 Sản xuất
- 110 -
26 Đèn Đường II 21,760 4,418 22,204 0,98 Sinh hoạt 50
27 Đèo Lăn 100 52,024 10,564 53,086 0,98 Sinh hoạt
28 Đon Chợ 75 20,216 4,105 20,628 0,98 Sinh hoạt
29 Đông Khao 50 29,368 5,964 29,968 0,98 Sinh hoạt
30 Đông Quan 180 26,964 5,475 27,514 0,98 Sinh hoạt
31 Giáp Thượng 100 42,073 8,544 42,932 0,98 Sinh hoạt
32 Hang Na 250 13,606 5,621 14,721 0,92 Sinh hoạt
33 Hoà Bình 180 186,142 37,798 189,941 0,98 Sinh hoạt
34 Hoà Bình 75 35,546 7,218 36,271 0,98 Sinh hoạt
35 Hòa Bình TT 272,768 55,387 278,335 0,98 Sản xuất 400
36 Hồng Thái 100 73,951 15,017 75,460 0,98 Sinh hoạt
37 Khòn Hẩu 75 18,768 3,811 19,151 0,98 Sinh hoạt
38 Khòn Mon 320 34,136 6,931 34,833 0,98 Sinh hoạt
39 Khòn Sâu 100 47,447 9,635 48,416 0,98 Sinh hoạt
40 Khuổi Luông 50 31,782 6,454 32,430 0,98 Sinh hoạt
41 Làng Càng 100 44,973 9,132 45,891 0,98 Sinh hoạt
42 Làng Long 100 44,924 9,122 45,841 0,98 Sinh hoạt
43 Làng Càng 2 180 32,858 6,672 33,528 0,98 Sinh hoạt
44 Làng Tuống 100 47,934 9,733 48,912 0,98 Sinh hoạt
100 45 Bản Cải (Lũng Cải) 36,557 7,423 37,303 0,98 Sinh hoạt
100 46 Lũng Cút 18,468 3,750 18,845 0,98 Sản xuất
50 47 Lũng Do - Hòa Bình 11,771 2,390 12,012 0,98 Sinh hoạt
250 48 Lùng Khoang 21,466 4,359 21,904 0,98 Sản xuất
49 Lũng Mắt 100 64,113 13,019 65,421 0,98 Sinh hoạt
50 Lũng Na 75 36,959 7,505 37,713 0,98 Sinh hoạt
51 Lũng Nhiều 100 20,969 4,258 21,397 0,98 Sinh hoạt
52 Lũng Nưa 50 18,998 3,857 19,385 0,98 Sinh hoạt
53 Lũng Phúc 180 20,951 4,254 21,378 0,98 Sinh hoạt
54 Lương Năng 100 60,217 12,228 61,446 0,98 Sinh hoạt
- 111 -
250 73,526 14,930 75,027 0,98 Sản xuất 55 Mỏ đá Đồng Mỏ
Mỏ đá Bình gia - Mỏ 180 79,937 16,232 81,569 0,98 Sản xuất 56 đá Tô Hiệu (CT 3fa)
100 35,751 7,260 36,481 0,98 Sinh hoạt 57 Mỏ Ba
75 53,912 10,947 55,012 0,98 Sản xuất 58 Mỏ Rọ
100 104,327 21,184 106,457 0,98 Sản xuất 59 Mỏ Vàng
50 50,647 10,284 51,680 0,98 Sinh hoạt 60 Nà Bàn
100 15,681 3,184 16,001 0,98 Sinh hoạt 61 Nà Bảnh
250 15,034 9,631 17,854 0,84 Sinh hoạt 62 Nà Bo
180 13,682 2,779 13,961 0,98 Sinh hoạt 63 Na Cà
250 68,348 13,879 69,743 0,98 Sinh hoạt 64 Nà Canh
180 11,632 2,362 11,869 0,98 Sinh hoạt 65 Nà Chầu
180 53,984 10,962 55,086 0,98 Sinh hoạt 66 Nà Chuông
320 81,827 16,616 83,497 0,98 Sinh hoạt 67 Nà Dài
400 195,551 39,706 199,542 0,98 Sinh hoạt 68 Nà Đon
250 53,877 10,940 54,976 0,98 Sinh hoạt 69 Nà Đồng
75 49,634 10,079 50,647 0,98 Sinh hoạt 70 Nà Khoang
100 48,154 9,778 49,137 0,98 Sinh hoạt 71 Nà Lai
75 15,123 3,070 15,431 0,98 Sinh hoạt 72 Nà Lượt
100 88,310 17,932 90,112 0,98 Sinh hoạt 73 Nam bội (Làng giang)
100 35,541 7,216 36,266 0,98 Sinh hoạt 74 Nam Lân
100 36,876 7,488 37,629 0,98 Sinh hoạt 75 Nam Lân 2
HTX DVVT NL Số 1 180 16,734 3,398 17,075 0,98 Sản xuất 76 (Nông Lâm số 1)
100 21,161 4,297 21,593 0,98 Sinh hoạt 77 Pá Hà
75 70,055 14,225 71,484 0,98 Sinh hoạt 78 Pá Mịn
250 42,170 8,563 43,031 0,98 Sinh hoạt 79 Pá Tào
250 3,542 0,720 3,615 0,98 Sản xuất 80 Nhà máy phân vi sinh
560 26,912 5,464 27,461 0,98 Sản xuất 81 Công Ty TNHH
- 112 -
Phương Liên 1
Công Ty TNHH 82 250 39,433 29,367 49,167 0,80 Sản xuất Phương Liên 2
83 Phố Cũ 180 68,769 13,964 70,172 0,98 Sinh hoạt
84 Phố hoàng 100 49,179 9,986 50,182 0,98 Sinh hoạt
85 Suối Mơ 400 170,652 34,652 174,134 0,98 Sinh hoạt
Tân Thanh (CQT Doi 86 400 131,543 26,711 134,227 0,98 Sinh hoạt Trau)
400 87 Tân Thanh 2 139,970 28,423 142,827 0,98 Sinh hoạt
88 Tân văn 1 100 55,887 11,348 57,027 0,98 Sinh hoạt
89 Tân Văn 2 100 64,074 13,011 65,382 0,98 Sản xuất
90 Tân Văn 3 180 95,807 19,454 97,762 0,98 Sinh hoạt
100 91 Tân Yên - Tô Hiệu 62,183 12,627 63,452 0,98 Sinh hoạt
92 Tây A 180 64,621 13,122 65,940 0,98 Sinh hoạt
93 Thần Lãng 75 37,918 7,700 38,692 0,98 Sinh hoạt
180 94 Thượng Cường 61,429 12,473 62,682 0,98 Sinh hoạt
95 Thôn Bắc 400 66,563 13,517 67,921 0,98 Sinh hoạt
96 Thôn Trung 320 59,975 12,179 61,199 0,98 Sinh hoạt
97 Tô Hiệu 180 73,644 14,954 75,146 0,98 Sinh hoạt
98 Tô Hiệu I 400 256,062 51,996 261,288 0,98 Sinh hoạt
99 Tổng Choóc 75 0,134 0,027 0,137 0,98 Sản xuất
100 Tổng Chu 2 250 27,936 15,165 31,787 0,88 Sinh hoạt
101 Tòng Lọt 100 52,506 10,662 53,577 0,98 Sinh hoạt
102 Trầm Ải 250 14,634 2,971 14,932 0,98 Sinh hoạt
103 Tu Dung 100 10,003 3,853 10,719 0,93 Sinh hoạt
104 Tứ Xuyên 100 64,243 13,044 65,554 0,98 Sinh hoạt
105 Tú Xuyên 2 100 21,582 4,382 22,022 0,98 Sinh hoạt
250 106 Vạn linh I - Vạn Linh 151,467 30,756 154,558 0,98 Sinh hoạt
100 107 Vạn linh II (Đông 64,745 13,146 66,066 0,98 Sinh hoạt
- 113 -
thành)
108 Yên Phúc 250 65,611 13,323 66,950 0,98 Sinh hoạt
109 Y Tịch 250 130,511 26,502 133,174 0,98 Sinh hoạt
- 114 -
Phụ lục 2. Số liệu đo tải 7 ngày mùa hè tháng 6/2018 tại xuất tuyến 375 TBA
110 kV E13.1 Đồng Mỏ
10- 11- 12- 16- 14- 14- 16- Ngày Ptt Thg6 Thg6 Thg6 Thg6 Thg6 Thg6 Thg6
Giờ P (kW) P (kW) P (kW) P (kW) P (kW) P (kW) P (kW) P (kW)
1 3,846 3,856 3,843 3,845 3,849 3,851 3,847 3,848
2 4,478 4,475 4,467 4,487 4,479 4,473 4,469 4,475
3 4,535 4,544 4,554 4,536 4,539 4,538 4,537 4,540
4 4,977 4,967 4,976 4,973 4,979 4,987 4,954 4,973
5 6,845 6,843 6,841 6,848 6,849 6,844 6,856 6,847
6 7,747 7,749 7,754 7,746 7,743 7,748 7,749 7,748
7 9,245 9,247 9,251 9,255 9,248 9,249 9,256 9,250
8 10,947 10,945 10,946 10,949 10,952 10,954 10,952 10,949
9 11,694 11,684 11,678 11,697 11,698 11,676 11,684 11,687
10 10,634 10,635 10,635 10,645 10,654 10,637 10,639 10,640
11 8,528 8,523 8,525 8,521 8,527 8,534 8,538 8,528
12 9,528 9,523 9,525 9,521 9,527 9,534 9,538 9,528
13 9,328 9,324 9,325 9,332 9,334 9,336 9,343 9,332
14 11,167 11,163 11,166 11,169 11,163 11,164 11,165 11,165
15 11,126 11,123 11,125 11,135 11,134 11,13 11,129 11,129
16 11,335 11,336 11,339 11,343 11,337 11,345 11,325 11,337
17 12,346 12,347 12,349 12,343 12,345 12,347 12,349 12,347
18 13,124 13,126 13,121 13,132 13,129 13,125 13,128 13,126
19 13,328 13,334 13,332 13,327 13,325 13,323 13,326 13,328
20 13,163 13,167 13,166 13,169 13,173 13,178 13,169 13,169
21 11,887 11,897 11,876 11,854 11,886 11,888 11,898 11,884
22 11,263 11,266 11,264 11,268 11,269 11,271 11,277 11,268
23 8,988 8,986 8,983 8,997 8,989 8,956 8,987 8,984
24 5,569 5,579 5,566 5,564 5,563 5,561 5,567 5,567
- 115 -
Phụ lục 3. Điện áp các nút xuất tuyến 375 - E13.1 không nằm trong giới hạn
cho phép khi phụ tải cực đại và cực tiểu
3.1. Điện áp các nút khi phụ tải cực đại không nằm trong giới hạn cho phép
- 116 -
- 117 -
3.2. Điện áp các nút khi phụ tải cực tiểu không nằm trong giới hạn cho phép
- 118 -
Phụ lục 4. Phân bố công suất trước khi bù xuất tuyến 375 – E13.1 Đồng Mỏ khi phụ tải cực đại và cực tiểu
4.1. Phân bố công suất trước khi bù khi phụ tải cực đại
- 119 -
4.2. Phân bố công suất trước khi bù khi phụ tải cực tiểu
- 120 -
Phụ lục 5. Điện áp và công suất xuất tuyến 375 - E13.1 khi điện áp lưới điện
vận hành với điện áp 37kV (bù tự nhiên)
5.1. Điện áp các nút vượt quá giới hạn cho phép khi phụ tải cực đại
5.2. Điện áp các nút vượt quá giới hạn cho phép khi phụ tải cực tiểu
- 121 -
- 122 -
5.3. Phân bố công suất khi lưới điện vận hành với điện áp 37kV (bù tự nhiên) trường hợp phụ tải cực đại
- 123 -
5.4. Phân bố công suất khi lưới điện vận hành với điện áp 37kV (bù tự nhiên) trường hợp phụ tải cực tiểu
- 124 -
Phụ lục 6. Dung lượng, vị trí bù và công suất sau khi bù phía trung áp xuất tuyến đường dây 375 – E13.1
6.1. Dung lượng và vị trí bù cố định khi phụ tải cực tiểu phía trung áp
- 125 -
6.2. Dung lượng và vị trí bù đóng cắt khi phụ tải cực đại phía trung áp
- 126 -
6.3. Phân bố công suất sau khi bù cố định phía trung áp trường hợp phụ tải cực tiểu
- 127 -
6.4. Phân bố công suất sau khi bù đóng cắt phía trung áp trường hợp phụ tải cực đại
- 128 -
Phụ lục 7. Dung lượng, vị trí bù và công suất sau khi bù phía hạ áp xuất tuyến đường dây 375 – E13.1
7.1. Dung lượng và vị trí bù cố định khi phụ tải cực tiểu phía hạ áp
- 129 -
7.2. Dung lượng và vị trí bù đóng cắt khi phụ tải cực đại phía hạ áp
- 130 -
7.3. Phân bố công suất sau khi bù cố định phía hạ áp trường hợp phụ tải cực tiểu
- 131 -
7.4. Phân bố công suất sau khi bù đóng cắt phía hạ áp trường hợp phụ tải cực đại
