Luận văn Thạc sĩ Khoa học: Đánh giá hiện trạng và đề xuất một số giải pháp cải thiện chất lượng điện áp trên lưới điện phân phối 35kV tỉnh Bắc Kạn

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN TRƯỜNG ĐẠI KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP –––––––––––––––––––––––– NGUYỄN ĐỨC THUẬN

ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG VÀ ĐỀ XUẤT MỘT SỐ GIẢI PHÁP CẢI THIỆN CHẤT LƯỢNG ĐIỆN ÁP TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 35kV TỈNH BẮC KẠN Ngành: Kỹ thuật điện Mã ngành: 8520201 LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC NGÀNH: KỸ THUẬT ĐIỆN GIÁO VIÊN HƯỚNG DẪN: TS. TRƯƠNG TUẤN ANH THÁI NGUYÊN - 2019

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

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 Bắc Kạn. 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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Nguyễn Đức Thuận

MỤC LỤC

LỜI CAM ĐOAN ................................................................................................................... i

MỤC LỤC ............................................................................................................................. ii

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT ........................................................ v

DANH MỤC CÁC BẢNG ................................................................................................... vi

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ ............................................................................. viii

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. LƯỚI ĐIỆN TỈNH BẮC KẠN VÀ ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG

LƯỚI ĐIỆN 35 KV ĐIỆN LỰC THÀNH PHỐ BẮC KẠN............................................. 4

1.1. Công ty điện lực Bắc Kạn ........................................................................................... 4

1.1.1. Sơ đồ tổ chức của công ty điện lực Bắc Kạn ....................................................... 4

1.1.2. Khối lượng quản lý vận hành của công ty điện lực Bắc Kạn .............................. 4

1.1.3. Chức năng và nhiệm vụ chủ yếu của công ty điện lực Bắc Kạn ......................... 5

1.1.4. Các loại hình dịch vụ của công ty điện lực Bắc Kạn ........................................... 5

1.2. Hiện trạng lưới điện tỉnh Bắc Kạn .............................................................................. 6

1.2.1. Hiện trạng nguồn điện .......................................................................................... 6

1.2.2. Hiện trang lưới điện ............................................................................................. 6

1.3. Giới thiệu về điện lực thành phố Bắc Kạn .................................................................. 8

1.3.1. Chức năng của điện lực thành phố Bắc Kạn ........................................................ 8

1.3.2. Nhiệm vụ của điện lực thành phố Bắc Kạn ......................................................... 9

1.3.3. Chức năng và nhiệm vụ các vị trí trong điện lực thành phố Bắc Kạn ................. 9

1.4. Hiện trạng lưới điện phân phối trung áp thành phố Bắc Kạn ................................... 12

1.4.1. Khối lượng quản lý đường dây và trạm biến áp ................................................ 12

1.4.2. Xuất tuyết đường dây ĐDK 372 ........................................................................ 14

1.4.3. Xuất tuyết đường dây ĐDK 373 ........................................................................ 17

1.4.4. Xuất tuyết đường dây ĐDK 374 ........................................................................ 20

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Chương 2. MỘT SỐ CHỈ TIÊU CƠ BẢN VÀ PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN

CHẤT LƯỢNG ĐIỆN ÁP TRÊN LƯỚI PHÂN PHỐI ................................................. 23

2.1. Một số chỉ tiêu cơ bản về đảm bảo chất lượng điện áp............................................. 23

2.1.1. Dao động điện áp ............................................................................................... 23

2.1.2. Độ lệch điện áp .................................................................................................. 24

2.1.3. Quy định về chất lượng điện áp ......................................................................... 31

2.1.4. Một số quy định khác về chất lượng điện áp ..................................................... 32

2.2. Một số phương pháp đánh giá chất lượng điện ......................................................... 33

2.2.1. Đánh giá chất lượng điện theo mô hình xác xuất thống kê................................ 33

2.2.2. Đánh giá chất lượng điện theo độ lệch điện áp .................................................. 35

2.2.3. Đánh giá chất lượng điện theo tiêu chuẩn đối xứng .......................................... 36

2.2.4. Đánh giá chất lượng điện theo tiêu chuẩn tích phân điện áp ............................. 38

2.2.5. Đánh giá chất lượng điện theo tương quan giữa công suất và điện áp .............. 39

2.2.6. Đánh giá chất lượng điện theo độ không sin của điện áp .................................. 40

Chương 3. TỔNG QUAN VỀ BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG TRONG LƯỚI

ĐIỆN PHÂN PHỐI ............................................................................................................ 42

3.1. Khái niệm chung ....................................................................................................... 42

3.1.1. Công suất phản kháng (CSPK) .......................................................................... 42

3.1.2. Ý nghĩa của việc bù CSPK trong lưới phân phối ............................................... 43

3.2. Các thiết bị tiêu thụ và nguồn phát CSPK ................................................................ 44

3.2.1. Các thiết bị tiêu thụ công suất phản kháng ........................................................ 44

3.2.2. Các nguồn phát công suất phản kháng trên lưới điện ........................................ 45

3.3. Các tiêu chí bù công suất phản kháng trên lưới phân phối ....................................... 50

3.3.1. Tiêu chí kỹ thuật ................................................................................................ 50

3.3.2. Tiêu chí kinh tế .................................................................................................. 54

3.3.3. Kết luận .............................................................................................................. 56

3.4. Một số phương pháp tính toán bù công suất phản kháng trên lưới phân phối .......... 56

3.4.1. Xác định dung lượng bù CSPK để nâng cao hệ số công suất cosφ ................... 57

3.4.2. Tính bù CSPK theo điều kiện cực tiểu tổn thất công suất ................................. 57

3.4.3. Bù công suất phản kháng theo điều kiện điều chỉnh điện áp ............................. 60

3.4.4. Lựa chọn dung lượng bù theo quan điểm kinh tế .............................................. 71

3.4.5. Phương pháp tính toán lựa chọn công suất và vị trí bù tối ưu trong mạng

điện phân phối .............................................................................................................. 77

3.4.6. Kết luận .............................................................................................................. 85

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Chương 4. ỨNG DỤNG PHẦN MỀM PSS/ADEPT TÍNH TOÁN BÙ CÔNG

SUẤT PHẢN KHÁNG CHO LƯỚI ĐIỆN THÀNH PHỐ BẮC KẠN ......................... 86

4.1. Giới thiệu về phần mềm PSS/ADEPT ...................................................................... 86

4.2. Tính toán trào lưu công suất bằng phần mềm PSS/ADEPT ..................................... 87

4.2.1. Cài đặt đặt các thông số cơ bản của lưới điện.................................................... 88

4.2.2. Lập sơ đồ và nhập các thông số của các phần tử trên sơ đồ .............................. 88

4.2.3. Tính toán trào lưu công suất .............................................................................. 89

4.3. Tính toán tối ưu hóa vị trị bù bằng chương trình PSS/ADEPT ................................ 89

4.3.1. Cơ sở lý thuyết tính toán bù tối ưu theo phương pháp phân tích động theo

dòng tiền tệ ................................................................................................................... 89

4.3.2. Thiết kế sơ đồ tính toán trên phần mềm PSS/ADEPT ....................................... 92

4.4. Xác định dung lượng và vị trí bù lưới điện thành phố Bắc Kạn .............................. 94

4.4.1. Xây dựng đồ thị phụ tải lưới điện thành phố Bắc Kạn ...................................... 94

4.4.2. Tính toán bù tối ưu thanh cái hạ áp của các máy biến áp 35/0,4kV thành

phố Bắc Kạn ................................................................................................................. 96

4.4.3. Tính toán bù tối ưu lưới trung áp 35kV thành phố Bắc Kạn ........................... 106

4.5. Một số giải pháp nâng cao chất lượng điện áp trong lưới phân phối trung áp

thành phố Bắc Kạn ......................................................................................................... 109

4.5.1. Các giải pháp về tổ chức quản lý vận hành ..................................................... 109

4.5.2. Các giải pháp về kỹ thuật ................................................................................. 111

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ......................................................................................... 112

TÀI LIỆU THAM KHẢO ............................................................................................... 114

PHỤ LỤC .......................................................................................................................... 115

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

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

Power System Simulator/Advanced Distribution

PSS/ADEPT

Engineering Productivity Tool

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng 1.1. Trạm phân phối xuất tuyến đường dây ĐDK 372. .............................................. 14

Bảng 1.2. Đường dây 35kV xuất tuyến ĐDK 372. .............................................................. 15

Bảng 1.3. Bảng kê tụ bù vận hàng đường dây ĐDK 372. ................................................... 16

Bảng 1.4. Trạm phân phối xuất tuyến đường dây ĐDK 373. .............................................. 17

Bảng 1.5. Đường dây 35kV xuất tuyến ĐDK 373. .............................................................. 18

Bảng 1.6. Bảng kê tụ bù vận hàng đường dây ĐDK 373. ................................................... 19

Bảng 1.7. Trạm phân phối xuất tuyến đường dây ĐDK 374. .............................................. 20

Bảng 1.8. Đường dây 35kV xuất tuyến ĐDK 374. .............................................................. 21

Bảng 2.1. Mức nhấp nháy điện áp ....................................................................................... 32

Bảng 3.1. Điện trở của máy biến áp được quy về phía U = 380 V ...................................... 77

Bảng 4.1. Các thông số thiết đặt để tính toán bù kinh tế trong PSS/ADEPT ...................... 98

Bảng 4.2. 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 372- E26.1 ...................................... 99

Bảng 4.3. 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 373- E26.1 .................................... 100

Bảng 4.4. 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 374- E26.1 .................................... 100

Bảng 4.5. Kết quả tính toán phân bố công suất trên đường dây 372, 373, 374- E26.1

trước khi bù ................................................................................................... 101

Bảng 4.6. Vị trí và dung lượng bù cố định ở phía thanh cái hạ áp .................................... 102

Bảng 4.7. Vị trí và dung lượng bù đóng cắt ở phía thanh cái hạ áp .................................. 102

Bảng 4.8. Kết quả tính toán phân bố công suất trên đường dây 372, 373, 374- E26.1

sau khi bù ...................................................................................................... 103

Bảng 4.9. Kết quả bù kinh tế khi phụ tải cực đại lộ đường dây 372 - E26.1 ..................... 104

Bảng 4.10. Kết quả bù kinh tế khi phụ tải cực đại lộ đường dây 373 - E26.1 ................... 105

Bảng 4.11. Kết quả bù kinh tế khi phụ tải cực đại lộ đường dây 374 - E26.1 ................... 105

Bảng 4.12. Vị trí, dung lượng bù cố định và bù đóng cắt ở lưới trung áp 35kV lộ

đường dây 372 - E26.1 .................................................................................. 106

Bảng 4.13. Vị trí, dung lượng bù cố định và bù đóng cắt ở lưới trung áp 35kV lộ

đường dây 373 - E26.1 .................................................................................. 106

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Bảng 4.14. Vị trí, dung lượng bù cố định và bù đóng cắt ở lưới trung áp 35kV lộ

đường dây 374 - E26.1 .................................................................................. 107

Bảng 4.15. Kết quả bù kinh tế lưới 35kV lộ đường dây 372 - E26.1 ................................ 107

Bảng 4.16. Kết quả bù kinh tế lưới 35kV lộ đường dây 373 - E26.1 ................................ 108

Bảng 4.17. Kết quả bù kinh tế lưới 35kV lộ đường dây 374 - E26.1 ................................ 108

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ

Hình 1.1. Sơ đồ tổ chức công ty điện lực Bắc Kạn. ............................................................... 4

Hình 1.2. Mô hình quản lý Điện lực thành phố Bắc Kạn. ..................................................... 9

Hình 2.1. Miền chất lượng điện áp ...................................................................................... 25

Hình 2.2. Diễn biến của điện áp trong lưới phân phối ......................................................... 28

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 .......................................................................................... 29

Hình 2.4. Đặc tính của đèn sợi đốt. ...................................................................................... 30

Hình 2.5. Sự phụ thuộc của P, Q vào điện áp. ..................................................................... 31

Hình 2.6. Sơ đồ phân tích các thành phần đối xứng. ........................................................... 36

Hình 3.1. Mạch điện gồm điện trở và điện kháng ............................................................... 42

Hình 3.2. Quan hệ giữa công suất P và Q ............................................................................ 42

Hình 3.3. Phân phối dung lượng bù trong mạng hình tia .................................................... 57

Hình 3.4. Phân phối dung lượng bù trong mạng phân nhánh. .............................................. 59

Hình 3.5. Sơ đồ mạng điện dùng máy bù đồng bộ để điều chỉnh điện áp ........................... 60

Hình 3.6. Sơ đồ mạng điện có phân nhánh .......................................................................... 63

Hình 3.7. Sơ đồ mạng điện kín. ........................................................................................... 64

Hình 3.8. Mạng điện có đặt bù tụ điện tại hai trạm biến áp Tb và Tc .................................. 65

Hình 3.9. Điều chỉnh điện áp trong mạng điện kín bằng tụ điện ......................................... 66

Hình 3.10. Sơ đồ mạng điện 1 phụ tải ................................................................................. 67

Hình 3.11. Sơ đồ mạch tải điện có đặt thiết bị tù. ................................................................ 71

Hình 3.12. Đồ thi phụ tải phản kháng năm .......................................................................... 73

Hình 3.13. Sơ đồ tính toán dung lượng bù tại nhiều điểm. .................................................. 74

Hình 3.14. Đường dây chính có phụ tải phân bố đều và tập trung ...................................... 78

Hình 3.15. Đường dây phụ tải tập trung và phân bố đều có một bộ tụ ................................ 79

Hình 3.16. Đường dây phụ tải tập trung và phân bố đều có bù 2 bộ tụ ............................... 81

Hình 3.17. Đường dây phụ tải tập trung và phân bố đều có bù 3 bộ tụ ............................... 82

Hình 3.18. Đường dây phụ tải tập trung và phân bố đều có bù 4 bộ tụ ............................... 83

Hình 4.1. Giao diện phần mềm PSS/ADEPT 5.0 ................................................................ 87

Hình 4.2. Thẻ thiết lập thông lưới điện ................................................................................ 88

Hình 4.3. Thanh công cụ Diagram ....................................................................................... 88

Hình 4.4. Dao diện hiển thị tính trào lưu công suất ............................................................. 89

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Hình 4.5. Thư viện thiết lập thông số đường dây ................................................................ 93

Hình 4.6. Thẻ thiết lập thông số đường dây......................................................................... 93

Hình 4.7. Thẻ thiết lập thông số máy biến áp ...................................................................... 93

Hình 4.8. Đồ thị phụ tải ngày điển hình năm 2018 lộ 372 - E26.1 ...................................... 94

Hình 4.9. Đồ thị phụ tải ngày điển hình năm 2018 lộ 373 - E26.1 ...................................... 95

Hình 4.10. Đồ thị phụ tải ngày điển hình năm 2018 lộ 374 - E26.1 .................................... 95

Hình 4.11. Thẻ phân loại phụ tải ......................................................................................... 96

Hình 4.12. Thẻ xây dựng đồ thị phụ tải ............................................................................... 96

Hình 4.13. Hộp thoại tùy chọn cho bài toán CAPO ............................................................ 97

Hình 4.14. Hộp thoại thông số thiết đặt để tính toán bù kinh tế .......................................... 97

Hình 4.15. Phương pháp xuất kết quả tính toán phân bố công suất .................................... 98

Hình 4.16. Phương pháp xuất kết quả các nút có điện áp không nằm trong giới hạn

cho phép .......................................................................................................... 99

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

MỞ ĐẦU

1. Lý do chọn đề tài

Sự phát triển của phụ tải điện ngày càng tăng cả về quy mô và chất lượng điện,

ngành điện lực vì vậy không những chỉ quan tâm đến phát triển về nguồn điện, xây

dựng hệ thống truyền tải và phân phối điện năng đến các hộ phụ tải mà còn phải

đảm bảo đủ công suất và đảm bảo chất lượng theo yêu cầu của khách hàng. Để giảm

tổn thất điện năng và đảm bảo chất lượng điện áp đến các hộ phụ tải trong quá trình

truyền tải và phân phối điện năng được nhiều tác giả nghiên cứu và thực hiện. Một

trong các nghiên cứu phổ biến là áp dụng biện pháp bù công suất phản kháng cho

lưới điện.

Lưới phân phối trung áp với đặc thù phân bố rộng trong không gian, nhiều cấp

điện áp, chiều dài đường dây lớn, nhiều rẽ nhánh, nhiều chủng loại dây dẫn khác

nhau và tổn thất trên đường dây lớn. Tỉnh Bắc Kạn và hầu hết các tỉnh thành trong

cả nước đều đã quan tâm và áp dụng các biện pháp để giảm tổn thất, trang bị các hệ

thống bù công suất phản kháng nhưng hiệu quả chưa được cao. Do đó hệ số công

suất cosφ có giá trị nhỏ điều này ảnh hưởng rất lớn đến các tham số kinh tế kỹ thuật

của mạng điện như: giảm chất lượng điện áp; tăng tổn thất công suất và tổn thất

điện năng; tăng đốt nóng dây dẫn, tăng tiết diện dây dẫn; hạn chế khả năng truyền

tải công suất tác dụng, không sử dụng hết khả năng của động cơ sơ cấp, giảm chất

lượng điện và tăng giá thành điện năng.

Hiện tại lưới điện trung áp tỉnh Bắc Kạn đã được trang bị hệ thống bù công

suất phản kháng là các tụ bù tĩnh, thiết bị bù không có cơ cấu tự động điều chỉnh

mang lại hệ số công suất cosφ lớn cỡ trên 0,9, điều này cũng dẫn đến những ảnh

hưởng đáng kể như vào giờ thấp điểm có hiện tượng dòng công suất phản kháng

chạy ngược, làm tăng tổn thất và quá áp cục bộ điều này gây hậu quả nghiêm trọng

đến các thiết bị điện. Mặt khác vị trí đặt thiết bị bù thường được chọn sao cho dễ

vận hành chứ không xét đến hiệu quả kinh tế của thiết bị, vì vậy chưa tận dụng được

hiệu quả làm việc của thiết bị, dẫn đến sự lãng phí.

Mặt khác các phụ tải nhạy cảm với chất lượng điện như máy tính, các thiết bị

đo lường, bảo vệ rơle, hệ thống thông tin liên lạc... chất lượng điện năng không đảm

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

bảo làm cho các thiết bị vận hành với hiệu suất thấp, tuổi thọ suy giảm, tổn thất cao,

ảnh hưởng về kinh tế đối với các hộ sử dụng điện và toàn xã hội. Có rất nhiều yếu

tố ảnh hưởng đến chất lượng điện năng như: tần số, điện áp, sóng hài dòng và áp,

nhấp nháy điện áp, cân bằng pha...

Với các lý do trên, đề tài “Đánh giá hiện trạng và đề xuất một số giải pháp cải thiện chất lượng điện áp trên lưới điện phân phối 35kV tỉnh Bắc Kạn” 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 thành phố Bắc Kạn.

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 tỉnh Bắc Kạn.

- Nghiên cứu các phương pháp nâng cao chất lượng điện áp của lưới điện phân

phối 35kV thành phố Bắc Kạn.

- Ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT mô phỏng lưới điện phân phối 35kV

thành phố Bắc Kạn 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 thành phố Bắc Kạn.

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 Bắc Kạn E62.1 do

điện lực thành phố Bắc Kạn quản lý.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

- 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 E26.1 Bắc Kạn thuộc điện lực thành

phố Bắc Kạn quản lý.

5. Tên và bố cục của đề tài

Tên đề tài: "Đánh giá hiện trạng và đề xuất một số giải pháp cải thiện chất

lượng điện áp trên lưới điện phân phối 35kV tỉnh Bắc Kạn"

Chương 1. Lưới điện tỉnh Bắc Kạn và đánh giá hiện trạng lưới điện 35kV điện

lực thành phố Bắc Kạn.

Chương 2. Một số chỉ tiêu cơ bản và phương pháp tính toán chất lượng điện áp

trên lưới điện phân phối.

Chương 3. Tổng quan về bù công suất phản kháng trong lưới điện phân phối.

Chương 4. Ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT tính toán bù công suất phản

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

kháng cho lưới điện phân phối thành phố Bắc Kạn.

CHƯƠNG 1. LƯỚI ĐIỆN TỈNH BẮC KẠN VÀ ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN 35 KV ĐIỆN LỰC THÀNH PHỐ BẮC KẠN

1.1. Công ty điện lực Bắc Kạn

1.1.1. Sơ đồ tổ chức của công ty điện lực Bắc Kạn

Công ty điện lực Bắc Kạn là đơn vị thành viên của tổng công ty điện lực miền

Bắc, tập đoàn điện lực Việt Nam. Tổng số cán bộ công nhân viên 528 người. Sơ đồ

đồ tổ chức công ty điện lực Bắc Kạn như hình 1.1:

Hình 1.1. Sơ đồ tổ chức công ty điện lực Bắc Kạn.

1.1.2. Khối lượng quản lý vận hành của công ty điện lực Bắc Kạn

- Tổng số đường dây các loại: 3.661 km, trong đó:

+ Đường dây trung thế: 1.664 km.

+ Đường dây hạ thế: 1.997 km.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

+ Trạm biến áp phân phối: 803 trạm.

- Tổng số công tơ: 90.897 chiếc.

- 122/122 xã, phường, thị trấn có lưới điện quốc gia, 96,72 % hộ dân được sử

dụng điện.

1.1.3. Chức năng và nhiệm vụ chủ yếu của công ty điện lực Bắc Kạn

- Quản lý vận hành, kinh doanh bán điện năng trên địa bàn tỉnh Bắc Kạn.

- Đầu tư, thiết kế xây dựng và cải tạo, sửa chữa đường dây và trạm biến áp đến

cấp điện áp 35 kV.

- Tư vấn giám sát thi công các công trình đường dây và trạm biến áp đến cấp

điện áp 110 kV.

- Quản lý vận hành lưới điện đến cấp điện áp 35 kV.

- Sửa chữa, thí nghiệm, hiệu chỉnh các thiết bị điện.

1.1.4. Các loại hình dịch vụ của công ty điện lực Bắc Kạn

- Dịch vụ cấp điện mới:

+ Dịch vụ cấp điện mới từ lưới hạ áp.

+ Dịch vụ cấp điện mới từ lưới trung áp.

- Dịch vụ trong quá trình thực hiện hợp đồng mua bán điện:

+ Dịch vụ thay đổi công suất sử dụng điện/ thay đổi loại công tơ một pha và

ba pha.

+ Dịch vụ thay đổi vị trí thiết bị đo đếm.

+ Dịch vụ thay đổi mục đích sử dụng điện.

+ Dịch vụ thay đổi định mức sử dụng điện.

+ Dịch vụ thay đổi chủ thể hợp đồng mua bán điện.

+ Dịch vụ kiểm tra công tơ, thiết bị đo đếm khác.

+ Dịch vụ chấm dứt hợp đồng mua bán điện.

+ Dịch vụ gia hạn hợp đồng mua bán điện.

+ Dịch vụ cấp điện trở lại khi khách hàng đã tạm ngừng sử dụng điện.

+ Dịch vụ thay đổi thông tin đã đăng ký.

+ Dịch vụ thay đổi hình thức thanh toán tiền điện.

+ Dịch vụ báo mất điện.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

- Các dịch vụ hỗ trợ:

+ Dịch vụ tra cứu thông tin.

+ Dịch vụ tư vấn sử dụng điện.

+ Dịch vụ tư vấn xây dựng, bảo trì, bảo dưỡng vận hành.

+ Dịch vụ giải đáp kiến nghị khách hàng.

1.2. Hiện trạng lưới điện tỉnh Bắc Kạn

1.2.1. Hiện trạng nguồn điện

Hiện tại, tỉnh Bắc kạn được cấp điện từ các nguồn:

- Nguồn điện 110kV cấp từ trạm biến áp 220kV Cao Bằng qua đường dây

171-E26.1 Bắc Kạn - 171 E16.2 Cao Bằng.

- Nguồn điện 110kV cấp từ trạm biến áp 220kV Phú Lương Thái Nguyên qua

đường dây 173E26.1 Bắc Kạn - 172E6.6 Phú lương.

- Nguồn điện 35kV cấp từ Thái Nguyên qua mạch vòng đường dây 373 Thái

Nguyên - Bắc Kạn (Điểm đo đếm 104 tại huyện Chợ Mới tỉnh Bắc Kạn)

- Nguồn điện 35kV cấp từ Lạng Sơn qua mạch vòng đường dây 373 Lạng Sơn

- Bắc Kạn (Điểm đo đếm mạch vòng Lạng Sơn - Bắc Kạn tại huyện Na Rì)

- Ngoài ra trên đại bàn tỉnh còn có nhà máy thuỷ điện: Thuỷ điện Tà Làng,

Thuỷ điện Thượng Ân, Thuỷ điện Nặm Cắt các nhà máy phát lên lưới 35kV.

1.2.2. Hiện trang lưới điện

1.2.2.1. Lưới điện 110kV

- Lộ đường dây 171-E26.1 Bắc Kạn - 171 E16.2 Cao Bằng - sử dụng dây dẫn

AC 185/29 có tổng chiều dài 34,7km.

- Lộ đường dây 172 E26.1 Bắc Kạn - 171E26.2 Chợ Đồn sử dụng dây dẫn AC

185/29 có tổng chiều dài 38,75km

- Lộ đường dây 173E26.1 Bắc Kạn - 172E6.6 Phú Lương - sử dụng dây dẫn

AC 185/29 có tổng chiều dài 61,233km

1.2.2.2. Lưới điện trung thế

1. Trạm biến áp 110kV-E26.1 Bắc Kạn

Trạm biến áp 110kV Bắc Kạn đặt tại Thành phố Bắc Kạn với công suất

1x25MVA -110/35/10kV và 1x25MVA-110/35/22kV với các xuất tuyến ngăn lộ

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

đường dây:

- Lộ đường dây 371 cấp điện cho phụ tải toàn huyện Pác Nặm, huyện Ngân

Sơn, phần lớn phụ tải các xã của huyện Ba Bể và một số xã của huyện Bạch Thông .

Lộ liên kết cấp điện với lộ 371 trạm 110 kV Chợ Đồn, liên hệ mạch vòng với lộ

373, 376, 378 trạm 110 kV Bắc Kạn với tổng chiều dài đường dây 712,5 km gồm

484TBA với tổng công suất đặt là 43197kVA

- Lộ đường dây 372 cấp điện cho phụ tải một phần cho khu vực thành phố Bắc

Kạn và một phần cho huyện Bạch Thông. Lộ liên kết cấp điện với lộ 371 trạm 110

kV Chợ Đồn và liên kết với lưới điện thuỷ điện Nặm Cắt với tổng chiều dài đường

dây 50,8km gồm 27TBA với tổng công suất đặt là 2680kVA

- Lộ đường dây 373 cấp điện cho phụ tải một phần phần cho khu vực thành

phố Bắc Kạn và cho toàn huyện Chợ Mới, huyện Na Rì với tổng chiều dài đường

dây 520km gồm 301TBA với tổng công suất đặt là 34068kVA

- Lộ đường dây 374 cấp điện cho phụ tải một phần phần cho khu vực thành

phố Bắc Kạn và cho toàn huyện Chợ Mới với tổng chiều dài đường dây 49,28km

gồm 22TBA với tổng công suất đặt là 10090 kVA

- Lộ đường dây 376 cấp điện cho phụ tải một phần phần cho khu vực huyện

Bạch Thông với tổng chiều dài đường dây 8,8km.

- Lộ đường dây 378 cấp điện cho phụ tải một phần huyện Bạch Thông với

tổng chiều dài đường dây 4km với tổng công suất đặt là 250kVA

- Lộ đường dây 471 cấp điện cho khu vực thành phố Bắc Kạn với tổng chiều

dài đường dây 10,51km gồm 22TBA với tổng công suất đặt là 10040kVA

- Lộ đường dây 472 cấp điện cho phụ tải khu vực thành phố Bắc Kạn với tổng

chiều dài đường dây 20,4km gồm 57TBA với tổng công suất đặt là 13447kVA

- Lộ đường dây 474 cấp điện cho phụ tải khu vực thành phố Bắc Kạn với tổng

chiều dài đường dây 24,33km gồm 59TBA với tổng công suất đặt là 12905kVA

2. Trạm biến áp 110kV - E26.2 Chợ Đồn

Trạm biến áp 110kV Chợ Đồn đặt tại huyện Chợ Đồn với công suất

1x25MVA -110/35/22kV với các xuất tuyến ngăn lộ đường dây:

- Lộ đường dây 371 cấp điện cho phụ tải khu vực huyện Chợ Đồn với tổng

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

chiều dài đường dây 125km gồm 79TBA với tổng công suất đặt là 9809kVA

- Lộ đường dây 373 cấp điện cho phụ tải khu vực Nam Cường, huyện Chợ

Đồn với tổng chiều dài đường dây 96,266km gồm 46TBA với tổng công suất đặt là

10282kVA

- Lộ đường dây 375 cấp điện cho phụ tải khu vực Nghĩa Tá, huyện Chợ Đồn

với tổng chiều dài đường dây 57,266km gồm 42TBA với tổng công suất đặt là

19267,5kVA

- Lộ đường dây 377 cấp điện cho phụ tải khu vực Bản Thi, huyện Chợ Đồn

với tổng chiều dài đường dây 41,734km gồm 17TBA với tổng công suất đặt là

1451,5kVA

- Lộ đường dây 379 cấp điện cho phụ tải khu công nghiệp Bản Thi, huyện Chợ

Đồn với tổng chiều dài đường dây 30,491km gồm 6TBA với tổng công suất đặt là

3031,5kVA.

Với khối lượng đường dây 35kV và các trạm biến áp hạ áp 35kV/0,4kV toàn

điện lực tỉnh Bắc Kạn nhiều. Do thời gian nghiên cứu có hạn, trong khuôn khổ nội

dung nghiên cứu của luận văn, tác giả chủ yếú nghiên cứu cụ thể vào lưới điện

35kV thành phố Bắc Kạn như: đánh giá hiện trạng của lưới điện, đề xuất phương

pháp tính toán và một số giải pháp nâng cao chất lượng điện áp 35kV thành phố

Bắc Kạn.

1.3. Giới thiệu về điện lực thành phố Bắc Kạn

Điện lực thành phố Bắc Kạn trực thuộc sự quản lý của Công ty điện lực Bắc

Kạn. Tổng số cán bộ công nhân viên gồm 99 người. Mô hình quản lý Điện lực

thành phố Bắc Kạn như hình 1.2.

1.3.1. Chức năng của điện lực thành phố Bắc Kạn

- Tham mưu cho ban giám đốc Công ty và chính quyền địa phương trong công

tác quy hoạch, phát triển lưới điện, an toàn hành lang lưới điện, chăm sóc, dịch vụ

và phát triển khách hàng trên địa bàn quản lý.

- Thực hiện nhiệm vụ sản xuất kinh doanh, chăm sóc, dịch vụ và phát triển

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

khách hàng trên địa bàn quản lý.

1.3.2. Nhiệm vụ của điện lực thành phố Bắc Kạn

- Kinh doanh bán điện trên địa bàn được giao quản lý theo quy định của pháp

luật và các quy chế quản lý nội bộ của EVN, EVNNPC, Công ty và Điện lực;

- Quản lý vận hành, sửa chữa, thí nghiệm hệ thống lưới điện phân phố tại địa

bàn được giao quản lý theo quy định của pháp luật và các quy chế quản lý nội bộ

của EVN, EVNNPC, Công ty và Điện lực;

- Tổ chức tuyên truyền, hướng dẫn khách hàng về tiết kiệm điện, an toàn sử

dụng điện, hành lang lưới điện và các loại hình dịch vụ, chăm sóc khách hàng;

GIÁM ĐỐC

PHÓ GIÁM ĐỐC KINH DOANH

PHÓ GIÁM ĐỐC KỸ THUẬT

PHÒNG TỔNG HỢP

PHÒNG KINH DOANH

TỔ TRỰC VẬN HÀNH

ĐỘI QUẢN LÝ TỔNG HỢP 1

ĐỘI QUẢN LÝ TỔNG HỢP 2

ĐỘI QUẢN LÝ ĐƯỜNG DÂY VÀ TBA

TỔ KIỂM TRA GIÁM SÁT MBĐ

PHÒNG KẾ HOẠCH KỸ THUẬT AN TOÀN

TỔ QUẢN LÝ HẠ THẾ 01

TỔ QUẢN LÝ HẠ THẾ 02

BỘ PHẬN NGHIỆP VỤ

TỔ QUẢN LÝ TRUNG THẾ 01

TỔ QUẢN LÝ TRUNG THẾ 02

TỔ GIAO DỊCH KHÁCH HÀNG

Hình 1.2. Mô hình quản lý Điện lực thành phố Bắc Kạn.

1.3.3. Chức năng và nhiệm vụ các vị trí trong điện lực thành phố Bắc Kạn

1.3.3.1. Giám đốc Điện lực

1. Chức năng

- Tham mưu với Giám đốc Công ty về công tác xây dựng kế hoạch đầu tư phát

triển, sửa chữa lớn, sửa chữa thường xuyên lưới điện trên địa bàn được giao quản lý.

- Tổ chức và quản lý, điều hành bộ máy Điện lực phù hợp với thực tế và có

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

hiệu quả, đảm bảo thực hiện tốt mọi nhiệm vụ được giao.

- Phối hợp tốt với các phòng ban chức năng của Công ty trong quá trình thực

hiện công việc.

2. Nhiệm vụ

- Tổ chức và sắp xếp lao động trong Điện lực, quản lý và điều hành Điện lực

hoạt động sản xuất kinh doanh có hiệu quả. Chịu trách nhiệm trước Giám đốc Công

ty về mọi vấn đề trong Điện lực.

- Chấp hành nghiêm chỉnh mọi mệnh lệnh sản xuất, phương thức vận hành của

Công ty; chỉ đạo của các phòng ban chức năng Điện lực trong việc thực hiện nhiệm

vụ Giám đốc Công ty giao.

1.3.3.2. Phó Giám đốc kỹ thuật

- Giúp việc cho Giám đốc trong công tác vận hành lưới điện, kỹ thuật, an toàn

bảo hộ lao động, kế hoạch vật tư.

- Trực tiếp phụ trách phòng Kế hoạch-Kỹ thuật-An toàn và Tổ Trực vận hành

của Điện lực.

- Tổ chức triển khai, quản lý việc thực hiện kế hoạch trong toàn Điện lực.

- Theo dõi tình hình hoạt động sản xuất hàng ngày để đề xuất các biện pháp kỹ

thuật cần thiết trong vận hành và sửa chữa.

- Chỉ đạo xây dựng các chương trình giảm tổn thất cho các đường dây, các

TBA thuộc địa bàn Điện lực quản lý.

1.3.3.3. Phó Giám đốc kinh doanh

- Giúp việc cho Giám đốc trong công tác kinh doanh điện năng, dịch vụ khách

hàng trên địa bàn quản lý, công tác văn hoá doanh nghiệp, 5S.

- Trực tiếp phụ trách phòng Kinh doanh và Tổ Kiểm tra giám sát MBĐ của

Điện lực.

- Theo dõi các mặt hoạt động trong công tác kinh doanh điện năng, đề xuất các

biện pháp phù hợp để hoàn thành các chỉ tiêu sản xuất kinh doanh được giao.

- Chỉ đạo xây dựng các chương trình giảm tổn thất cho các đường dây, các

TBA thuộc địa bàn Điện lực quản lý thuộc lĩnh vực kinh doanh.

1.3.3.4. Phòng Kế hoạch - Kỹ thuật - An toàn

Thực hiện công tác lập kế hoạch sản xuất kinh doanh, quản lý kỹ thuật, an

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

toàn-vệ sinh lao động, quản lý vật tư, lập phương án kỹ thuật và dự toán các công

trình xử lý sự cố do thiên tai, SCL, SCTX, các phương án giảm tổn thất Quý, năm

của Điện lực …

1.3.3.5. Tổ trực vận hành

1. Chức năng

- Tham mưu cho Ban giám đốc trong việc điều hành, vận hành lưới điện an

toàn, ổn định, kinh tế và khoa học.

- Thực hiện nhiệm vụ trực ca vận hành các thiết bị điện thuộc phạm vi quản lý

của Điện lực theo lệnh của Công ty, theo quy trình điều độ, quy trình vận hành và

quy định phân cấp của Công ty.

2. Nhiệm vụ

- Chấp hành lệnh chỉ huy của Điều độ Công ty trong việc: Vận hành lưới điện;

xử lý sự cố hoặc chỉ huy sự cố…

- Là đầu mối duy nhất tại Điện lực thực hiện việc giao, nhận đường dây và

thiết bị điện với Điều độ Công ty.

- Thực hiện các phương thức vận hành đã được phê duyệt.

- Chỉ huy vận hành lưới điện theo phạm vi quản lý của Điện lực.

1.3.3.6. Tổ kiểm tra giám sát mua bán điện

1. Chức năng

Tham mưu, giúp việc cho Ban giám đốc trong công tác kiểm tra việc thực hiện

mua, bán điện tại Điện lực.

2. Nhiệm vụ

Thực hiện nhiệm vụ lập kế hoạch, tổ chức thực hiện kiểm tra giám sát mua

bán điện, theo dõi và trực tiếp tham gia công tác ghi chỉ số công tơ, kiểm tra giám

sát sử dụng điện của khách hàng định kỳ hoặc bất thường; đầu mối theo dõi, đề xuất

xử lý các trường hợp vi phạm sử dụng điện theo quy định của hợp đồng, theo quy

định của pháp luật.

1.3.3.7. Phòng Kinh doanh

Tham mưu cho Giám đốc và thực hiện công tác kinh doanh điện năng, dịch vụ

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

khách hàng của Điện lực theo đúng quy trình kinh doanh của EVN đã ban hành.

1.3.3.8. Phòng Tổng hợp

Tham mưu giúp việc cho Giám đốc và thực hiện quản lý, chỉ đạo, điều hành

và thực hiện các lĩnh vực công tác: tổ chức cán bộ, lao động tiền lương, đào tạo tại

chỗ, thi đua khen thưởng, thanh tra, bảo vệ, công tác y tế, văn hoá doanh nghiệp.

1.3.3.9. Đội quản lý đường dây và TBA

Chức năng, nhiệm vụ: Thực hiện nhiệm vụ quản lý vận hành, sửa chữa đường

dây trung thế và TBA, quản lý khách hàng chuyên dùng; trực sửa chữa và thao tác

đóng cắt trên lưới điện thuộc địa bàn thành phố Bắc Kạn.

1.3.3.10. Đội quản lý tổng hợp 1

Thực hiện công tác quản lý vận hành, kinh doanh bán điện lưới điện hạ thế

trên địa bàn quản lý (địa bàn Thành phố Bắc Kạn, 04 xã thuộc huyện Bạch Thông:

Mỹ Thanh, Đôn Phong, Quang Thuận, Dương Phong và 01 xã thuộc huyện Chợ

Mới: Tân Sơn).

1.3.3.11. Đội quản lý tổng hợp 2

Thực hiện QLVH lưới điện trung, hạ thế, kinh doanh bán điện lưới điện hạ thế

trên địa bàn quản lý (địa bàn huyện Bạch Thông trước sáp nhập).

1.4. Hiện trạng lưới điện phân phối trung áp thành phố Bắc Kạn

1.4.1. Khối lượng quản lý đường dây và trạm biến áp

1.4.1.1. Các lộ đường dây từ trạm biến áp 110kV-E26.1 Bắc Kạn

Trình bày trong mục 1.2.2.2

1.4.1.2. Các trạm biến áp trung áp thành phố Bắc Kạn

- Tổng số trạm biến áp 35/0,4kV và 22/0,4kV: 142 trạm; Tổng dung lượng các

trạm biến áp: 25.544,5 kVA;

- Tổng số trạm biến áp vận hành non tải (<30%): 13 trạm; Tổng dung lượng

các trạm vận hành non tải: 1.776,5 kVA;

- Tổng số trạm biến áp vận hành từ 30% đến 50%: 17 trạm với tổng dung

lượng: 3.051,5 kVA;

- Tổng số trạm biến áp vận hành từ 50% đến 100%: 66 trạm với tổng dung

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

lượng: 13.176,5 kVA;

- Tổng số trạm biến áp vận hành quá tải (>100%): 46 trạm với tổng dung

lượng các trạm biến áp vận hành quá tải: 7.540 kVA;

1.4.1.3. Nhận xét

- Tổng số chiều dài đường dây cấp 22kV và 35kV thành phố Bắc Kạn

quản lý vận hành: 320,9 km (trong đó: đường dây 35kV: 264,2km; đường dây

22kV: 56,7km).

- Phân bố phụ tải tập trung không đồng đều, chưa hợp lý, đường dây trung

áp dài, chủng loại và tiết diện khác nhau, một số trạm biến áp vận hành non tải

(<50% là 30 trạm), nhiều trạm biến áp vận hành quá tải lớn hơn 100% là 46

trạm. Chất lượng điện áp cho các phụ tải chưa đảm bảo, 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 khối lượng quản lý vận hành lưới điện và các trạm biến áp của điện lực

thành phố Bắc Kạn nhiều, hai cấp điện áp là 22kV và 35kV. Nên trong nội dung đề

tải chỉ tập chung nghiên cứu, đánh giá hiện trạng lưới điện 35kV với các xuất tuyển

372, 373 và 374 lấy điện từ trạm biến áp 110kV E26.1 thành phố Bắc Kạn. Chi tiết

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

các lộ đường dây và các trạm biến áp 35kV được trình bày trong các mục sau.

1.4.2. Xuất tuyết đường dây ĐDK 372

1.4.2.1. Trạm phân phối xuất tuyến đường dây ĐDK 372

Uđm (kV)

P0 PN

TBA

UN %

i0 %

Sđm Tổ nối dây (kVA)

Cao/hạ

(W)

1 Nà Lừu

100 Y/Yo-0

35/0,4

4,84

270

1116

2,37

2 Nà Kha

100 Y/Yo-0

35/0,4

5,68

268

1294

0,42

3 Nà Thoi

100 Y/Yo-12

35/0,4

5,1

277

1348

0,53

4 Khuổi Cò

75 Y/Yo-0

35/0,4

5,79

268

1312

0,39

5 Tổng Ngay

75 Y/Yo-0

35/0,4

5,68

265

1300

0,40

100 Y/Yo-0

35/0,4

6,09 310,3 1342

3,56

6 Bản Pè

7 Dương Quang

100 Y/Yo-12

35/0,4

540

2100

3,5

8 Sông Cầu 4

75 Y/Yo-12

35/0,4

5,7

400

1500

3,5

9 Đôn Phong 1

75 Y/Yo-12

35/0,4

5,45

257

1270

0,59

10 Đôn Phong 2

50 Y/Yo-12

35/0,4

148

552

0,62

4,0

11 Đôn Phong 3

75 Y/Yo-12

35/0,4

400

1500

3,5

5,7

12 Quan Nưa

100 Y/Yo -12 35/0,4

346

1898

2,61

5,6

13 Bản Mún

50 Y/Yo-12

35/0,4

345

1255

3,0

5,8

14 Sông cầu 10

400 Y/Yo -12 35/0,4

4,37

350 1737,3 0,62

250

980

1,85

15 Nà Pịt

50 Y/Yo-12

35/0,4

5,2

250

980

1,85

16 Đôn Phong 4

75 Y/Yo-12

35/0,4

5,59

17 Bản Giềng

50 Y/Yo-12

35/0,4

250

980

1,85

5,2

18 Nà Thoi 1

50 Y/Yo-12

35/0,4

250

980

1,85

5,2

19 Bản chịt

50 Y/Yo-12

35/0,4

250

980

1,85

5,2

20 Nà Lồm

50 Y/Yo-12

35/0,4

148

552

0,62

4,0

250

980

1,85

5,2

21 Khuổi Thốc

50 Y/Yo-12

35/0,4

22 Bản Pè 2

50 Y/Yo-12

35/0,4

148

552

0,62

4,0

23 Nội Trú

100 Y/Yo-12

35/0.4

1,9

5,3

345

1957

1,9

5,3

345

1957

24 TBA NMTĐ Nặm Cắt

100 Y/Yo-12

35/0.4

250 Y/Yo - 12 35/0,4

4,48

798

3246

1,69

Cty CP Đóng tàu Phương Đông

26 Hồ chứa nước Nặm Cắt

180 Y/Yo - 12 35/0,4

4,66

295

1937

0,2

250 Y/Yo - 12 35/0,4

4,48

798

3246

1,69

100 Y/Yo-12

35/0.4

5,3

345

1957

1,9

27 Khuổi Kén 28 Tự dùng

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Bảng 1.1. Trạm phân phối xuất tuyến đường dây ĐDK 372.

1.4.2.2. Đường dây 35kV xuất tuyến ĐDK 372

Bảng 1.2. Đường dây 35kV xuất tuyến ĐDK 372.

STT

Tên đường dây

C.dài (km) Loại dây

Đường trục Bắc Kạn - Đo đếm 102A-3

22,97

AC-120

Nhánh rẽ TBA Nà Lừu VT43

0,04

AC - 50

Nhánh rẽ TBA Nà Kha VT53R3

0,32

AC - 50

Nhánh rẽ TBA Nà Thoi VT58

0,06

AC - 50

Nhánh rẽ TBA Khuổi Cò VT78R1

0,11

AC - 50

Nhánh rẽ TBA Tổng Ngay VT91

0,08

AC - 50

Nhánh rẽ TBA Bản Pè VT102R2

0,13

AC - 50

Nhánh rẽ TBA UBND xã Dương Quang VT15R3

0,32

AC - 50

Nhánh rẽ TBA Sông Cầu 4 VT 35 BK - CĐồn

0,093

AC - 50

Nhánh rẽ TBA Đôn Phong 1 VT 35 Đôn fong +3

0,11

AC - 50

Nhánh rẽ TBA Đôn Phong 2 VT 35 Đôn fong+7

1,035

AC - 50

Nhánh rẽ TBA Đôn Phong 3 VT 30 -372+ R65

8,812

AC - 70

Nhánh rẽ TBA Quan Nưa VT 13 nhánh Đ. Phong

0,02

AC - 50

Nhánh rẽ TBA Bản Mún VT 81đoạn B. Kạn - B.

2,082

AC - 50

Lũng CDt

Nhánh rẽ TBA Nà Pịt VT 81đoạn B. Kạn - B. Lũng

0,050

AC - 50

CDt

AC - 50

Nhánh rẽ TBA Sông cầu 10 VT 27R2 nội trú + 3

0,228

Nhánh rẽ TBA Đôn Phong 4

0,07

AC - 50

Nhánh rẽ TBA Bản Giềng

0,09

AC - 50

Nhánh rẽ TBA Nà Thoi 1

1,30

AC - 50

Nhánh rẽ TBA Khuổi Thuộc

0,20

AC - 50

Nhánh rẽ TBA Nà Lầm

4,26

AC - 50

Nhánh rẽ TBA Bản Chịt

2,767

AC - 50

Nhánh rẽ TBA Bản Pé 2

0,381

AC - 50

Nhánh rẽ TBA Nội trú VT27R2

0,3

AC - 50

Nhánh rẽ Thủy Điện Nặm Cắt

4,264

AC - 70

Nhánh rẽ TBA Cty CP Đóng tàu Phương Đông

0,04

AC - 50

Nhánh rẽ TBA Hồ chứa nước Nặm Cắt

0,6000

AC - 70

Nhánh rẽ TBA Khuổi Kén

0,1500

AC - 50

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

1.4.2.3. Đánh giá hiện trạng đường dây ĐDK 372

- Tổng số trạm biến áp hạ áp 35/0,4 kV là 28 trạm, công suất định mức các máy

biến trong dải từ 50kVA đến 400kVA với tổng công suất 2880 kVA. Trong đó có 23

trạm biến áp điện lực quản lý và 5 trạm thuộc tài sản của khách hàng và huyện. Có một

trạm biến áp vận hành non tải là Cty Cổ phần Đóng tàu Phương Đông.

- Tổng chiều dài đường dây trung áp 35kV là 50,87 km, đường trục chính sử

dụng dây dẫn AC-120, các nhánh rẽ sử dụng các loại dây AC50 và AC-70.

- 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.

Để đảm bảo nâng cao chất lượng điện áp, hiện tại đường dây 372 đã đưa vào

sử dụng các bộ tụ bù phía hạ áp 0,4kV với tổng dung lượng 200kVAr như bảng 1.3:

Stt

Trạm biến áp

Công suất (kVA)

Dung lượng tụ (kVAR)

Số bộ tụ

Năm vận hành

Sông cầu 10

28/11/2011

400-35/0,4

Dương Quang

100-35/0,4

24/01/2013

Nà Thoi

100-35/0,4

24/01/2013

Đôn Phong 1

75-35/0,4

24/01/2013

Nà Kha

100-35/0,4

03/9/2015

Bảng 1.3. Bảng kê tụ bù vận hàng đường dây ĐDK 372.

Tổng cộng

775

200

20

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

1.4.3. Xuất tuyết đường dây ĐDK 373

1.4.3.1. Trạm phân phối xuất tuyến đường dây ĐDK 373

Sđm

Uđm (kV)

P0 PN

TBA

Tổ nối dây

UN %

i0 %

(kVA)

Cao/hạ

(W)

1 Xuất Hoá

Y/Yo-12

35/0,4

6,64

989

4090

3,4

180

2 Đăng Kiểm

Y/Yo-12

35/0,4

6,2

540

2100

5,4

180

Pặc Tràng

Y/Yo-12

35/0,4

5,7

350

1750

180

Tân Cư

Y/Yn-0

35/0,4

5,6

346

1898

2,61

100

5 Nông Thượng 1

Y/Yo-12

35/0,4

5,7

395

1450

3,2

5,7

6 Nông Thượng 2

160

YD/Yn-12-11

35/0,4

400

1450

3,2

5,7

7 Nông Thượng 3

Y/Yo-12

35/0,4

400

1450

3,2

8 Xuất Hoá 1

Y/Yo - 12

35/0,4

4,95

1185

0,97

228

9 Nà Cà

Y/Yo - 12

35/0,4

3,97

300

1342

1,6

10 TBA Khuổi Cuồng

Y/Yo - 12

35/0,4

4,66

295

1937

0,2

180

11 TBA Xuất Hoá 2

Y/Yo - 12

35/0,4

5,1

248

1415

1,85

100

12 TBA Nông Thượng 4

Y/Yo - 12

35/0,4

5,18

266

1380

2,03

13 TBA Nông Thượng 5

Y/Yo - 12

35/0,4

5,18

265

1390

2,02

14 Đoàn Kết

Y/Yo - 12

35/0,4

4,48

798

3246

1,69

250

15 Huyền Tụng 4

Y/Yo - 12

35/0,4

5,26

336

1860

1,85

100

16 Mỹ Thanh

Y/Yo-12

35/0,4

6,02

350

2673

1,48

180

17 Mỹ Thanh 2

Y/Yo-12

35/0,4

5,2

250

985

20,6

18 Đồi Thông 1

Y/Yn-0

35/0,4

4,07

880

6098

0,65

400

19 Huyền Tụng 6

Y/Yo-12

35/0,4

5,3

525

2415

1,91

160

20 TBA Phiêng My

Y/Yo-12

35/0,4

5,1

204

1215

100

21 TBA Nam Đội Thân

Y/Yo - 12

35/0,4

5,18

265

1390

2,02

22 Kho K15

Y/Yo-12

35/0,4

5,6

330

1270

2,1

23 Thâm Ưng

Y/Yo - 12

35/0,4

4,95

228

1185

0,97

24 Nà Cáy

31,5

Y/Yo-12

35/0,4

4,6

178

890

1,7

25 Nà Mèng

Y/Yo - 12

35/0,4

4,95

228

1185

0,97

26 NM.Nước

Y/Yo-12

35/0,4

6,9

540

3371

0,97

180

27 Khai Thác Nước

Y/Yo-12

35/0,4

6,6

540

3201

1,0

180

28 Xưởng SX BT

Y/Yo-0

35/0,4

6,4

900

2850

180

Y/Yo-12

35/0,4

5,3

525

2415

1,91

150

Y/Yn-0

35/0,4

4,07

880

6098

0,65

400

29 T.T Điều Dưỡng 30 NM Ôtô Tralas

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Bảng 1.4. Trạm phân phối xuất tuyến đường dây ĐDK 373.

1.4.3.2. Đường dây 35kV xuất tuyến ĐDK 373

Bảng 1.5. Đường dây 35kV xuất tuyến ĐDK 373.

STT

Tên đường dây

Loại dây

1 Đường trục Bắc Kạn - Cao Kỳ 2 Nhánh rẽ TBA Tân Cư VT57 3 Nhánh rẽ TBA Xuất Hoá VT80R2 4 Nhánh rẽ TBA Đăng Kiểm VT50R1 5 Nhánh rẽ TBA Phặc Tràng VT 19+3 6 Nhánh rẽ TBA N. Thượng 1 VT 22 nhánh N. Thượng 3 CDt 7 Nhánh rẽ TBA N. Thượng 2 VT 35 nhánh N. Thượng 3 CDt 8 Nhánh rẽ TBA Nông Thượng 3 VT 38R49 CDt 9 Nhánh rẽ TBA Mỹ Thanh VT 7 +33 CDt 10 Nhánh rẽ TBA Thôn Thác Giềng VT trạm cắt TG 11 Nhánh rẽ TBA Xuất Hoá 1 VT 02 nhánh Xuất Hoá 12 Nhánh rẽ TBA Nà Cà VT đầu TBA Mỹ Thanh 13 Nhánh rẽ TBA Khuổi Cuồng VT 54 ĐDK Bắc Kạn - Cao Kỳ 14 Nhánh rẽ TBA Xuất Hoá 2 VT 85 Lộ 373 Bắc Kạn - Cao Kỳ 15 Nhánh rẽ TBA Nông Thượng 4 VT 25 nhánh rẽ nông thượng 16 Nhánh rẽ TBA Đoàn Kết VT 69 17 Nhánh rẽ TBA Huyền Tụng 4 VT 8 đi Mỹ Thanh 18 Nhánh rẽ TBA Mỹ Thanh 2 VT 3 di Nà Cà

C.dài (km) AC-95 16,15 AC-50 0,06 AC-50 0,12 AC-50 0,13 AC - 50 0,04 AC - 50 0,15 AC - 50 0,158 6,435 AC - 50 6,837 AC50+70 AC - 70 0,03 AC - 50 2,238 AC - 50 2,97 AC - 50 0,75 AC - 50 0,02 AC - 50 0,065 AC - 50 0,069 AC - 50 0,450 AC - 50 1,450

0,04

AC - 50

Nhánh rẽ TBA Nông Thượng 5 VT 8 Nhánh rẽ Nông Thượng - Thanh Vận

20 Nhánh rẽ Huyền Tụng 6 VT 6 Đường trục 21 Từ CDP 373-7/1A NM Nước đến CDP373-7/1B ĐT1 22 Từ CDP 373-7/2 Đồi Thụng 1 đến CDP373-7/1A ĐT 1 23 Từ CDP 373-7/2 NM Nước đến CDP373-7/1B NMN 24 Đoạn từ MC Thác Giềng đến vị trí 40 đI NaRì 25 Nhánh rẽ TBA Tân Sơn 1(vị trí 5B đoạn TG-NR) 26 Nhánh rẽ Tân Sơn 2 (vị trí 39 đoạn TG-NR) 27 Nhánh rẽ Nà Khu (vị trí 38 đoạn TG-NR)(Tõn Sơn 4) 28 Nhánh rẽ TBA Phiêng My 29 Nhánh rẽ TBA Nam Đội Thân 30 Nhánh rẽ Thác Giềng 1 (vị trí 5C đoạn TG-NR) 31 Nhánh rẽ Kho K15 32 Nhánh rẽ Nà Mèng 33 Nhánh rẽ Nà Cáy 34 Nhánh rẽ Thôm Ưng 35 Nhánh rẽ TBA Khai thác nước VT27R4 36 Nhánh rẽ TBA Nhà máy nước VT36 37 Nhánh rẽ TBA Xưởng SXBT VT 53 BK - CK 38 Nhánh rẽ TT điều dưỡng người có công VT5 N.Thượng 39 Nhánh rẽ TBA khu TT NM Xi Măng VT 90 BK - CK 40 Nhánh rẽ TBA Tinh bột sắn (VT 5A TG-NR) 41 Nhánh rẽ TBA Cầu thác Giềng (VT 5A TG-NR) 42 Nhánh rẽ TBA Xưởng CB Gừng (VT 9NR Tân Sơn 1) 43 NR TBA Nhà máy thủy điện Thác Giềng 1 ( VT 16 )

0,13 1,657 7,611 3,6 0,046 2,523 0,165 0,511 0,015 1,1 0,38 2,74 5,411 0,285 0,00 0,151 0,02 0,02 0,15 0,015 0,167 0,08

AC - 50 AC - 95 AC - 95 AC - 50 AC - 50 AC - 50 AC - 50 AC - 50 AC - 50 AC - 50 AC - 50 AC - 50 AC - 50 AC - 50 AC - 50 AC - 35 AC - 50 AC - 50 AC - 50 AC - 50 AC - 50 AC - 50

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

1.4.3.3. Đánh giá hiện trạng đường dây ĐDK 373

- Tổng số trạm biến áp hạ áp 35/0,4 kV là 30 trạm, công suất định mức các

máy biến trong dải từ 31,5kVA đến 400kVA với tổng công suất 4116,5 kVA. Trong

đó có 26 trạm biến áp điện lực quản lý và 4 trạm thuộc tài sản của khách hàng và

huyện. Có một trạm biến áp vận hành non tải là nhà máy Ô tô Tralas.

- Tổng chiều dài đường dây trung áp 35kV là 64,939 km, đường trục chính sử

dụng dây dẫn AC-95, các nhánh rẽ sử dụng các loại dây AC50 và AC-70.

- 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.

Để đảm bảo nâng cao chất lượng điện áp, hiện tại đường dây 373 đã đưa vào

sử dụng các ba bộ tụ bù cố định phía 35kV với tổng dung lượng 900kVAr và các bộ

tụ bù phía hạ áp 0,4kV như bảng 1.6:

Stt

Trạm biến áp

Công suất (kVA)

Dung lượng tụ (kVAR)

Số bộ tụ

Năm vận hành

Xuất Hoá

180-35/0,4

09/2010

Đăng Kiểm

180-35/0,4

09/2010

Tân Cư

100-35/0,4

24/01/2013

Đoàn Kết

250-35/0,4

24/01/2013

Xuất Hóa 2

100-35/0,4

24/01/2013

Mỹ Thanh

180-35/0,4

24/01/2013

Phặc Tràng

180-35/0,4

03/9/2015

Nông Thượng 2

160-35/0,4

03/9/2015

Huyền Tụng 4

100-35/0,4

17/7/2014

Khuổi Cuồng

180-35/0,4

03/9/2015

Nam Đội Thân

75-35/0,4

6/2017

Huyền Tụng 6

160-35/0,4

6/2017

Bảng 1.6. Bảng kê tụ bù vận hàng đường dây ĐDK 373.

Tổng cộng

1845

540

48

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

1.4.4. Xuất tuyết đường dây ĐDK 374

1.4.4.1. Trạm phân phối xuất tuyến đường dây ĐDK 374

Sđm

Uđm

P0 PN

TT TBA

Tổ nối dây

UN %

i0 %

(kVA)

(kV)

(W)

1 TBA Xử lý nước thải

75 Y/Yo - 12 35/0,4 5,18 265 1390 2,02

2 TTrộn BT Phúc Lộc

250 Y/Yo-12 35/0,4 5,48 705 3894 1,86

3 Mỏ đá vôi

400 Y/Yn-0 35/0,4 4,07 880 6098 0,65

4 Tân Cư 1

75 Y/Yo - 12 35/0,4 5,18 265 1390 2,02

5 Đài Việt

320 Y-Yo-12 35/0,4 4,01 900 5460 0,58

6 Xuất Hóa 3

75 Y/Yo - 12 35/0,4 5,18 265 1390 2,02

7 Tập thể NMXM

50 Y/Yo-12 35/0,4 4,87 465 1599 1,9

8 Mỏ đá Suối Viền

250 Y/Yo-12 35/0,4 6,6

850 3516 2,6

9 Nhà máy gạch không nung

100 Y/Yo - 12 35/0,4 5,1

248 1415 1,85

10 05-06

Y/Yo-0 35/0,4 5,5

254 1328 0,37

11 Bảo trợ xã hội

180 Y/Yo - 12 35/0,4 4,66 295 1937 0,2

12 Mỏ đá Cốc Ngần

560 Y-Yo-12 35/0,4 5,6 1030 5660 1,95

13 Mỏ đá kho K15

400 Y/Yn-0 35/0,4 4,07 880 6098 0,65

14 NM Xi Măng 1

1000 Y/Yo-12 35/0,4 6,1 3838 16533 2,46

15 NM Xi Măng 2

50 Y/Yo-12 35/0,4 5,2

340 1250 3,1

16 NM Xi Măng 3

1000 Y/D- 11

35/6

6,7 2500 14435 1,5

17 T.Giêng

Y/Yo-0 35/0,4 5,5

254 1328 0,37

18 Tinh Bột sắn

250 Y/Yo-12 35/0,4 6,6

850 3516 2,6

19 Tân Sơn 1

Y/Yo-0 35/0,4 5,5

254 1328 0,37

20 Xưởng chế biến gừng

100 Y/Yo - 12 35/0,4 5,1

248 1415 1,85

21 Thác Giềng 1

50 Y/Yo-12 35/0,4 5,2

340 1250 3,1

22 Cầu thác giềng

160 Y/Yo - 12 35/0,4 4,36 395 1537 0,5

23 NM TĐ Thác giềng 1

320 Y-Yo-12 35/0,4 4,01 900 5460 0,58

24 Tân Sơn 4 (Nà khu)

31,5 Y/Yo-12 35/0,4 4,6 178 890 1,7

25 Tân Sơn 2

31,5 Y/Yo-12 35/0,4 4,6 178 890 1,7

26 Trại lợn giống

100 Y/Yo - 12 35/0,4 5,1

248 1415 1,85

27 NM Miến dong Tân Sơn

560 Y-Yo-12 35/0,4 5,6 1030 5660 1,95

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Bảng 1.7. Trạm phân phối xuất tuyến đường dây ĐDK 374.

1.4.4.2. Đường dây 35kV xuất tuyến ĐDK 374

Bảng 1.8. Đường dây 35kV xuất tuyến ĐDK 374.

STT

Tên đường dây

Loại dây

C.dài (km) 18,114 AC - 120

0,055

AC - 70

0,14

AC - 50

1 Xuất tuyến 35kV khu công nghiệp Xuất Hoá 2 Nhánh rẽ TBA NM Ôtô TRALAS VT 78A BK - CK 3 Nhánh rẽ TBA cấp điện cho NMSX đá vôi trắng và đá kiềm 4 Nhánh rẽ TBA ôtô TraLas VT 111-ĐDK-374

1,25

AC - 70

2,545

AC - 70

AC - 120

0,93

1,8

AC - 50

0,105

AC - 50

5 Nhánh rẽ nhà máy xi măng( Từ CD 90-31ữVT 13) 6 Nhánh cấp điện cho khu CN Thanh Bình 7 Nhánh rẽ TBA Tân Cư 1 8 Nhỏnh rẽ TBA Xuất Hóa 3 9 Nhánh rẽ TBA Trại giam VT90R5+3

0,73

AC - 50

0,04

AC - 50

0,02

AC - 50

10 Nhánh rẽ TBA 05-06 VT90 R5+3 11 Nhánh rẽ TBA NM Xi Măng VT13 nhánh Xi Măng

12 Nhánh Trạm trộn bê tông phúc Lộc VT 64

0,115

AC - 50

0,045

AC - 50

0,15

AC - 50

0,145

AC - 50

13 Nhánh rẽ TBA Mỏ đá Suối Viền 14 Nhánh rẽ TBA Đài Việt 15 Nhánh rẽ TBA Mỏ đá Cốc Ngần 16 Nhánh rẽ nhà máy gạch không nung

0,05

AC - 50

17 Nhánh rẽ nhà máy miến dong Tân Sơn

0,068

AC - 50

18 NR TBA Xử lý nước thải ( VT 24 )

0,24

AC - 50

1.4.4.3. Đánh giá hiện trạng đường dây ĐDK 374

- Tổng số trạm biến áp hạ áp 35/0,4 kV là 27 trạm, công suất định mức các

máy biến trong dải từ 31,5kVA đến 1000kVA với tổng công suất 6613 kVA. Trong

đó có 8 trạm biến áp điện lực quản lý và 19 trạm thuộc tài sản của khách hàng và

huyện. Có bẩy trạm biến áp vận hành non tải là: TTrộn BT Phúc Lộc; Mỏ đá Suối

Viền; Bảo trợ xã hội; Mỏ đá Cốc Ngần; Tinh Bột sắn; Xưởng chế biến gừng và NM

Miến dong Tân Sơn.

- Tổng chiều dài đường dây trung áp 35kV là 26,542 km, đường trục chính sử

dụng dây dẫn AC-120, các nhánh rẽ sử dụng các loại dây AC50 và AC-70.

- 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,

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

một số điểm nút không đảm bảo về chất lượng điện áp.

Để đảm bảo nâng cao chất lượng điện áp, hiện tại đường dây 374 đã đưa vào

sử dụng các bộ tụ bù cố định phía 35kV với ba bộ tụ, tổng dung lượng 300kVAr.

Kết luận:

Các số liệu thống kê về hiện trạng các lộ đường dây 372, 373 và 374 lưới điện

thành phố Bắc Kạn đã được tổng hợp và trình bày ở trên cho thấy:

- Tổng số lượng trạm biến áp 35/0,4kV là 85 trạm (có 57 trạm biến áp điện lực

quản lý và 28 trạm thuộc tài sản của khách hàng và huyện) với tổng công suất

13619 kVA. Do nhu cầu sử dụng của một số hộ phụ tải còn ít nên còn nhiều trạm

biến áp vận hành non tải. Phụ tải phân bố không đồng đều nên công suất định mức

các máy biến áp nằm trong dải thông số từ 31,5kVA đến 1000kVA.

- Các đường dây trung áp 35kV sử dụng nhiều loại dây dẫn khác nhau, từ

AC50 đến AC120, với tổng chiều dài 142,351km.

- Tổng dung lượng bù cố định lưới điện trung áp 35kV là 1200kVAr, bù tại

thanh cái hạ áp 0,4kV của trạm biến áp là 740kVAr.

Với cấu trúc phức tạp của lưới điện phân phối và những diễn biến đa dạng của

độ lệch điện áp cần phải có sự nghiên cứu kỹ lưỡng trước khi tiến hành những hiệu

chỉnh cần thiết để nâng cao chỉ tiêu chất lượng 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 thành

phố Bắc Kạn, luận văn sẽ nghiên cứu các phương pháp cải thiện chất lượng điện áp

của lưới điện thành phố Bắc Kạn 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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

luận văn.

Chương 2. MỘT SỐ CHỈ TIÊU CƠ BẢN VÀ PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN CHẤT LƯỢNG ĐIỆN ÁP TRÊN LƯỚI PHÂN PHỐI

2.1. Một số chỉ tiêu cơ bản về đảm bảo chất lượng điện áp

2.1.1. 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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

khác như tổn thất điện năng, dòng ngắn mạch cũng lớn hơn… Vì vậy việc giảm

biên độ dao động là bài 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.

2.1.2. Độ lệch điện áp

2.1.2.1. 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:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

(%); (2.6)

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.

2.1.2.2. 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: - ≤ - ≤ +.



Miền CLĐA

UH

+

A

B

Lưới hạ áp A

Trạm phân phối

1

3

2

+

Miền CLĐA

P Pmax

Pmin

UH2

UH1

-

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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

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

độ lệch điện áp. Đó là điểm đầu lưới (điểm B) và điểm cuối lưới (điểm A), trong hai

chế độ max và 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:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

 (2.10)

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.

2.1.2.3. 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).

+ Tại máy biến áp phân phối có các đầu phân áp cố định nên điện áp có thể

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

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:

(2.11)

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

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 + - .

2.1.2.4. 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:

1. 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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

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.

2. 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 (2025)%, 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.

* 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.

3. 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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

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 (7080)% 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.

4. 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 cảm ứng từ trong lõi thép gây phát nóng cục bộ. Khi điện áp tăng quá cao

có thể chọc thủng cách điện.

2.1.3. 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%;

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

+ 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.

2.1.4. Một số quy định khác về chất lượng điện áp

2.1.4.1. 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.

2.1.4.2. 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:

Cấp điện áp

Mức nhấp nháy cho phép

110 kV

Pst95% = 0,80 Plt95% = 0,60

Trung áp

Pst95% = 1,00 Plt95% = 0,80

Hạ áp

Pst95% = 1,00 Plt95% = 0,80

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Bảng 2.1. Mức nhấp nháy điện áp

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.

+ 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.

2.2. 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.

2.2.1. 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.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

+ : 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 - 3u  U  Utb + 3u = Umax.

Lấy Umax – Umin = 6u ta có:

; (2.18)

Điện áp trung bình được xác định:

; (2.19)

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).

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

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.

2.2.2. 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.

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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

bảo nếu .

2.2.3. Đánh giá chất lượng điện theo tiêu chuẩn đối xứng

2.2.3.1. 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:

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:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

; ;

2.2.3.2. Các bước tính

1. 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) =

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.

Với dòng điện ta kiểm tra tương tự. Giá trị cho phép của hệ số phi cân bằng xác

2. 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:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

+ : 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

2.2.4. 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 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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

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.

2.2.5. 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.

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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

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;

2.2.6. 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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

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

Với giới hạn trong đề tài, nội dung luận văn tập chung chủ yếu vào nghiên cứu

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

và áp dụng các biện pháp để đáp ứng các yêu cầu về chỉ tiêu về điện áp.

Chương 3. TỔNG QUAN VỀ BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG TRONG

LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

3.1. Khái niệm chung

3.1.1. 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:

Hình 3.1. 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.

U.I.cosφ

U.I.sinφ

S = U.I

+ Q = U.I.sinφ: công suất phản kháng.

Hình 3.2. Quan hệ giữa công suất P và Q

Từ công thức trên ta có thể viết:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

P = U.I.cosφ = Z.I(I.cosφ) = Z.I2. = R.I2 (3.1)

Q = U.I.sinφ = Z.I(I.sinφ) = Z.I2. = X.I2 (3.2)

Công suất phản kháng là thành phần công suất tiêu thụ trên điện cảm hay phát

ra trên điện dung của mạch điện.

3.1.2. 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:

3.1.2.1. Giảm được tổn thất công suất trong mạng điện.

Tổn thất công suất trên đường dây được xác định theo công thức:

(3.3)

Khi giảm CSPK truyền tải trên đường dây, ta giảm được thành phần tổn thất

công suất ∆P(Q) do CSPK gây ra.

3.1.2.2. Giảm được tổn thất điện áp trong mạng điện

Tổn thất điện áp được xác định theo công thức:

(3.4)

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.

3.1.2.3. 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:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

(3.5)

Từ công thức (3.5) 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…

3.2. Các thiết bị tiêu thụ và nguồn phát CSPK

3.2.1. 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.

3.2.1.1. 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.

3.2.1.2. 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 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.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

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.

3.2.1.3. 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.

3.2.2. 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.

3.2.2.1. 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 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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

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.

3.2.2.2. 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:

(3.6) 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.

* 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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

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:

(3.7)

- 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.

3.2.2.3. 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.

3.2.2.4. 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 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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

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.

3.2.2.5. Ưu nhược điểm của các nguồn phát công suất phản kháng

1. 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.

- 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.

2. 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,

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

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.

3. 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.

- 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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

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.

3.3. Các tiêu chí bù công suất phản kháng trên lưới phân phối

3.3.1. Tiêu chí kỹ thuật

3.3.1.1. 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.

- 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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

khi phụ tải của động cơ bằng P có thể được tính theo biểu thức sau:

(3.8)

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.

3.3.1.2. 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:

1. 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 ...

2. 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.

3. 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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

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:

(3.9)

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) %

+ 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.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

(3.10)

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.

3.3.1.3. Giảm tổn thất công suất đến giới hạn cho phép

Công thức tính toán tổn thất công suất:

(3.11)

(3.12)

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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

suất sẽ giảm một lượng ∆P bằng:

Mức thay đổi:

(3.13)

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.

3.3.2. 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.

3.3.2.1. 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.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

- Cải thiện được chất lượng điện áp trong lưới phân phối.

3.3.2.2. 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.

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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

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.

3.3.3. 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 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.

3.4. 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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

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.

3.4.1. 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 cos1, muốn nâng hệ số công suất

này lên cos2 (cos2 > cos1), dung lượng bù được xác định theo công thức sau:

kVAr (3.14) Qbu = P(tg1 - tg2)

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.

Hệ số công suất cos2 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).

3.4.2. Tính bù CSPK theo điều kiện cực tiểu tổn thất công suất

3.4.2.1. 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

Q Qbu

Q1 Qbu 1

Q2 Qbu 2

Qn Qbu n

gây ra là nhỏ nhất để hiệu quả bù đạt được lớn nhất

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Hình 3.3. 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:

(3.15) = 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 (3.16)

Trong đó: L là hằng số sẽ được xác định sau.

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) (3.14)

Đều triệt tiêu. Do đó, ta có hệ phương trình sau:

(3.17)

Giải hệ phương trình (3.15), ta có:

(3.18) L = [(Q1,Q2,…,Qn) - (Qbù 1,Qbù 2,…,Qbù n)].

Ta đặt:

+ Tổng phụ tải phản kháng của mạng: = Q.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

+ 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:

(3.19) L = (Q - Qbù)Rtd.

Thay L vào hệ phương trình (3.15), tìm được dung lượng bù tối ưu của các

nhánh là:

(3.20)

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.

3.4.2.2. Phân phối dung lượng bù trong mạng phân nhánh

Một mạng phân nhánh như ở hình 3.4

có thể coi là do nhiều hình tia ghép lại. Tại

Q1 2 r12

Q2 3 r23

Q3 4 r34

điểm 3 có thể coi như có hai nhánh hình tia

Q Qbù Q0 1 r01 r3 và r4; tại điểm 2 coi như có hai nhánh hình

tia, một nhánh r2 và một nhánh nữa có điện

trở tương đương của phần phía sau.

Nếu quan niệm như vậy thể áp dụng

Hình 3.4. Phân phối dung lượng bù trong mạng phân nhánh. công thức (3.18) để tính cho trường hợp

mạng phân nhánh.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Dung lượng bù của nhánh thứ n được tính theo công thức sau

(3.21)

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.

3.4.3. Bù công suất phản kháng theo điều kiện điều chỉnh điện áp

3.4.3.1. 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 3.5, 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 3.5. 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:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Ta có:

Hay là:

Khai triển biểu thức trên ta có:

Ta đặt:

;

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Ta sẽ có: (3.22)

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:

Vậy công suất cần phải bù là:

(3.23)

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:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Phương trình trên viết đơn giản như sau:

Vậy công suất cần phải bù là:

(3.24)

Nhận xét:

- Dùng công thức (3.22) thì dung lượng bù tính toán được sẽ chính xác nhất.

- Dùng công thức (3.23) thì dung lượng bù tính được sẽ nhỏ hơn yêu cầu, sai

số từ (20 ÷20)%.

- Dùng công thức (3.24) 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 (3.22).

- Khi tính toán đường dây (35÷110) kV thì dùng biểu thức (3.24).

- Biểu thức (3.23) 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 3.6):

Nếu muốn tìm dung lượng bù đặt tại thanh cái hạ áp C của trạm biến áp B2 thì

trong biểu thức (3.22) trị số của X sẽ bằng: X = Xl1 + Xl2 + XB2

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Hình 3.6. Sơ đồ mạng điện có phân nhánh

* Mạng kín phức tạp (hình 3.7):

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 3.7b).

Hình 3.7. 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 (3.22) nhưng thay X bằng XΣ .

3.4.3.2. 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 3.8) 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.

1. 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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

cấp của các trạm đó là Ub(yc) và Uc(yc).

Hình 3.8. 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:

(3.25)

- Đối với mạch ABc có:

(3.26)

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,

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

nhưng với sai số không lớn, điện áp này có thể tính như sau:

Với UB là điện áp trên thanh góp cao áp của trạm Tb trước khi đặt thiết bị bù.

Giải hệ phương trình (3.25) và (3.26) 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:

(3.27)

2. Xác định dung lượng bù của mạng điện kín

Điều chỉnh điện áp cần xét là mạng điện kín như (hình 3.9) 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 3.9. 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:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

(3.28)

(3.29)

Xác định được Qbù 1 và Qbù 4 theo Qbù b và Qbù d.

Tính toán hoàn toàn như phần 1:

(3.30)

(3.31)

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):

(3.32)

3.4.3.3. Xác định dung lượng nhỏ nhất của máy bù đồng bộ và tụ điện tĩnh

Xét mạng điện có sơ đồ như sau:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Hình 3.10. Sơ đồ mạng điện 1 phụ tải

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.

1. 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:

(3.33)

Và lúc phụ tải lớn nhất là:

(3.34)

Chia các vế của (3.33) và (3.34) cho nhau có:

(3.35)

Trong đó:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

- Qbù: công suất của máy bù đồng bộ lúc quá kích thích.

- X1, X2: điện kháng của mạng điện ứng với tình trạng phụ tải nhỏ nhất và lớn

nhất.

Áp dụng biểu thức (3.24) để tìm dung lượng bù cần thiết khi phụ tải cực đại và

cực tiểu.

+ Đối với phụ tải cực đại thì:

(3.36)

+ 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.

(3.37)

Chia các vế của (3.37) và (3.36) cho nhau ta có:

Hay là:

(3.38)

Cân bằng các về phải của (3.35) và (3.38) ta có:

Từ đó ta có:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

(3.379)

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

2. 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: (3.40)

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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

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 giải áp khi phụ tải cực đại và cực tiểu.

và

Đến đây có thể dùng biểu thức (2.12) để tính được dung lượng cần phải bù khi

khụ tải cực tiểu, cực đại và khi sự cố.

3.4.4. Lựa chọn dung lượng bù theo quan điểm kinh tế

3.4.4.1. Xác định dung lượng bù kinh tế

1. 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.

Gọi Z∑ là phí tổn tính toán toàn bộ trong một năm khi có đặt bộ tụ điện Qbù tại

Hình 3.11. Sơ đồ mạch tải điện có đặt thiết bị tù.

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:

a) Phí tổn do đặt tụ điện:

(3.41) Z1 = (avh + atc).Qbu.kbu

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

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).

b) Phí tổn về tổn thất điện năng do bản thân tụ điện tiêu thụ:

(3.42) 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).

c) Chi phí về tổn thất điện năng trong mạng điện (đường dây và trạm biến

áp) sau khi đã đặt thiết bị bù:

(3.43)

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:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Z∑ = Z1 + Z2 + Z3 =

(3.44) = (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:

(3.45)

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.

2. Biết trước đồ thị phụ tải phản kháng

Nếu cho đồ thị phụ tải phản kháng (hình 3.11) thì công thức trên có thể viết

như sau:

(3.46)

Trong đó: ; T = t1 + t2 + t3

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Hình 3.12. Đồ thi phụ tải phản kháng năm

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.

Công thức (3.46) được dùng để tính công suất tụ điện khi chỉ bù tại một điểm,

khi trên mạng có nhiều điểm cần bù như hình 3.12 phí tổn tính toán toàn mạng là:

Z∑ = Z1 + Z2 + Z3 =

(3.47)

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 3.13. 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:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

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

và giải lại hệ phương trình. Qbù i đó bằng không vào hệ phương trình

3.4.4.2. 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.

Gọi Qbu th là dung lượng bù phía điện áp thấp. Chênh lệch vốn đầu tư khi đặt

Qbù th ở phía điện áp thấp so với khi đặt một dung lượng bù như vậy ở phía điện áp

cao là:

(3.48) ∆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 (3.49)

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.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

+ t = 8760 h: số giờ làm việc trong năm.

+ 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.

(3.50)

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 (3.51)

Đặt

Công thức (3.51) được viết thành:

(3.52)

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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

tính theo biểu thức sau:

kVAr (3.53)

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 3.1. 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

3.4.5. Phương pháp tính toán lựa chọn công suất và vị trí bù tối ưu trong mạng

điện phân phối

Hình 3.13 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:

(3.54)

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

(3.55)

Như vậy do có bù nên giảm được lượng tổn thất bằng:

(3.56)

Thay giá trị từ (2.44) và (2.45) vào biểu thức (2.46) ta có:

(3.57)

Như vậy chỉ có thành phần phản kháng của dòng điện I.sinφ và dòng điện bù

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

IC có quan hệ đến việc giảm tổn thất công suất

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 3.14. 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:

(3.58)

Và tổn thất trên đường dây sẽ bằng:

(3.59)

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.

3.4.5.1. Tính toán bù trên đường dây có phụ tải tập trung và phân bố đều

1. 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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

của dòng điện phản kháng và có tác dụng giảm được tổn thất như hình 3.14:

Hình 3.15. 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:

(3.60)

Ta có kết quả sau:

(3.61)

Vậy độ giảm tổn thất công suất khi có dùng một bộ tụ bằng:

(3.62)

Thay giá trị của và từ biểu thức (3.59) và (3.561) vào (3.62) ta có:

(3.63)

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Chia tử số và mẫu số của (3.63) cho ta có:

(3.64)

Gọi c là tỷ số của công suất bù với phụ tải phản kháng tổng còn gọi là độ bù,

vậy có thể viết: (3.65)

Gọi λ là tỷ số của dòng điện phản kháng ở cuối đường dây với dòng điện phản

kháng ở đầu đường dây: (3.66)

Từ (3.65) và (3.66), biểu thức (3.64) có thể rút gọn như sau:

(3.67)

Hay (3.68)

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: (3.69)

Thì biểu thức (3.68) có thể rút gọn như sau:

(3.70)

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.

2. 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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

bù, mô tả trên hình 3.15.

Hình 3.16. 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:

Thay giá trị tổn thất trước khi bù (3.59) và tổn thất sau khi bù (3.71) vào biểu

thức tính độ giảm tổn thất trong hệ tương đối (3.62) ta có:

(3.70)

Hay: (3.71)

3. 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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

để bù, mô tả trên hình 3.16.

Hình 3.17. 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:

4. Trường hợp sử dụng bốn tụ bù

Cũng giả thiết rằng bốn bộ tụ bù có cùng công suất và được đấu vào đường

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

dây để bù, mô tả trên hình 3.17:

Hình 3.18. Đường dây phụ tải tập trung và phân bố đều có bù 4 bộ tụ

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:

5. 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:

(3.74)

Trong đó: xi: khoảng cách trong hệ đơn vị tương đối của vị trí đặt tụ bù thú i

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

tính từ nguồn; n: tổng số bộ tụ bù.

3.4.5.2. 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 (2.57) theo xi và cho bằng không, từ đó ta rút ra:

(3.75)

Trong đó: xi,opt là vị trí tối ưu của tổ tụ bù thứ i trong hệ đơn vị tương đối.

Trong phương trình (3.74), khi thay xi bằng xi,opt ta có độ giảm tối ưu tổn thất

công suất bằng:

(3.76)

Trong phương trình (3.76) có một dãy các dạng đại số, ta có thể đơn giản hàm

trên bằng các quan hệ sau:

Vậy ta có:

Hay: (3.78)

Để tính độ bù c tại mỗi vị trí bù, ta lấy đạo hàm phương trình (3.78) theo c và

cho phương trình bằng không, ta tính được c bằng:

(3.79)

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 (3.76)

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

ta có vị trí đặt bù tại:

(3.80)

Thay c = 2/3 vào (3.78) ta có độ giảm thất là:

(3.81)

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) (3.82)

Và vị trí đặt tối ưu là: (pu) (3.83)

3.4.6. Kết luận

Việc tính toán vị trí bù và dung lượng bù tối ưu nhất rất phực tạp, để tài đã đưa

ra môt 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 đó, 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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

quả nhất, nếu bù cosφ cao hơn thì hiệu quả bù lại giảm, và gây thiệt hại kinh tế.

Chương 4. ỨNG DỤNG PHẦN MỀM PSS/ADEPT TÍNH TOÁN

BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG CHO LƯỚI ĐIỆN

THÀNH PHỐ BẮC KẠN

4.1. 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 th

ông 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.

- PSS/ADEPT tính toán dòng ngắn mạch ba pha chạm đất, một pha, một pha

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

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 vẽ.

Hình 4.1. 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.

4.2. 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.

Bước 2: Lập sơ đồ và các thông số của các phần tử trên sơ đồ.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Bước 3: Tính toán trào lưu công suất và xuất kết quả ra màn hình.

4.2.1. 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 4.2. Thẻ thiết lập thông lưới điện

4.2.2. 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 4.3:

Hình 4.3. Thanh công cụ Diagram

- 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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

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.

4.2.3. 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 4.4:

Hình 4.4. Dao diện hiển thị tính trào lưu công suất

4.3. Tính toán tối ưu hóa vị trị 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.

4.3.1. Cơ sở lý thuyết tính toán bù tối ưu theo phương pháp phân tích động

theo dòng tiền tệ

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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

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 sso với trước khi bù:

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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

[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:

Xét trong khoảng thời gian tính toán N năm với hệ số chiết khấu r% và lạm

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

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

4.3.2. Thiết kế sơ đồ 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 các lộ 372,

373, 374 lấy điện từ trạm biến áp 110kV E26.1 của lưới điện thành phố Bắc Kạn

cho trong các phụ lục.

4.3.2.1. 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 4.5), sau đó ta thiết lập các loại thông số cho các loại dây mà

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

đường dây có ví dụ: AC35, AC50, AC 70, AC95…

Hình 4.6. Thẻ thiết lập thông số đường dây

Hình 4.5. Thư viện thiết lập thông số đường dây

4.3.2.2. 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 4.7

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Hình 4.7. Thẻ thiết lập thông số máy biến áp

4.4. Xác định dung lượng và vị trí bù lưới điện thành phố Bắc Kạn

4.4.1. Xây dựng đồ thị phụ tải lưới điện thành phố Bắc Kạn

Từ số liệu thống kê các lộ đường dây 372, 373, 374 - E26.1 trạm biến áp

110kV Bắc Kạn, 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.

4.4.1.1. Đồ thị ngày điển hình Đường dây 372 - E26.1

P (kW)

t (giờ)

Số liệu xây dựng đồ thị phụ tải cho trong phụ lục 4:

Hình 4.8. Đồ thị phụ tải ngày điển hình năm 2018 lộ 372 - E26.1

Thời điểm phụ tải lớn nhất trong ngày nằm trong khoảng 19h đến 20h cực tiểu

khoảng 3h 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 11h

và 16h đến 22h như vậy thời gian hoạt động của phụ tải ở thời điểm cực đại trong

ngày chiếm khoảng 9/24 = 0,38.

Phân tích đồ thị phụ tải ta thấy tỷ lệ Pmax/Pmin trên thanh cái trạm trung gian lộ

372 - E26.1 (ngày mùa hè) là (5,535/19,728) = 0,28. 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 = 28% Pmax. Điều này có nghĩa là phụ tải của các TBA hạ áp sẽ tương ứng

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

giảm đi 28% so với chế độ cực đại.

4.4.1.2. Đồ thị ngày điển hình đường dây 373 - E26.1

P (kW)

t (giờ)

Số liệu xây dựng đồ thị phụ tải cho trong phụ lục 5:

Hình 4.9. Đồ thị phụ tải ngày điển hình năm 2018 lộ 373 - E26.1

Phân tích tương tự như đường dây 372 ta có thời gian hoạt động của phụ tải ở

thời điểm cực đại trong ngày chiếm khoảng 7/24 = 0,29. Tỷ lệ Pmax/Pmin là

(8,377/25,565) = 0,33. Khảo sát tính toán điện áp nút của lưới điện ở hai chế độ phụ tải

Pmax (100%) và chế độ cực tiểu Pmin = 33% Pmax.

4.4.1.3. Đồ thị ngày điển hình đường dây 374 - E26.1

P (kW)

t (giờ)

Số liệu xây dựng đồ thị phụ tải cho trong phụ lục 6:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Hình 4.10. Đồ thị phụ tải ngày điển hình năm 2018 lộ 374 - E26.1

Phân tích tương tự như đường dây 372 ta có thời gian hoạt động của phụ tải ở

thời điểm cực đại trong ngày chiếm khoảng 13/24 = 0,54. Tỷ lệ Pmax/Pmin là

(11,534/24,694) = 0,47. Khảo sát tính toán điện áp nút của lưới điện ở hai chế độ phụ

tải Pmax (100%) và chế độ cực tiểu Pmin = 47% Pmax.

4.4.2. Tính toán bù tối ưu thanh cái hạ áp của các máy biến áp 35/0,4kV thành

phố Bắc Kạn

4.4.2.1. Thiết lập các thông số tính toán bù trên phần mềm PSS/ADEPT

1. Xây dựng đồ thị phụ tải

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.

Phụ tải các đường dây 372, 373 và 374 - E26.1 được phân thành 2 loại: phụ tải

sinh hoạt và phụ tải sản xuất (phụ lục 1, 2 và 3). Thiết lập các phụ tải ở các thẻ Load

categories hình 4.11 và thẻ Load snapshots hình 4.12.

Hình 4.12. Thẻ xây dựng đồ thị phụ tải Hình 4.11. Thẻ phân loại phụ tải

2. 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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

chọn các vị trí cần tính toán bù.

Hình 4.13. Hộp thoại tùy chọn cho bài toán CAPO

3. 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 4.1 vào hình 4.14:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Hình 4.14. Hộp thoại thông số thiết đặt để tính toán bù kinh tế

Bảng 4.1. Các thông số thiết đặt để tính toán bù kinh tế trong PSS/ADEPT

- Giá điện năng tiêu thụ tại nơi đặt tụ bù kWh (đ/kWh) Giá trị

+ Thời điểm cực đại 1.825

+ Bình thường 935

+ Thời điểm cực tiểu 518

- Giá điện năng tiêu thụ bình quân kVArh 0

- Giá công suất thực lắp đặt/ kW 0

- Giá công suất phản kháng lắp đặt/ kVAr 0

- Tỷ số trượt giá (pu/year) 0.12

- Tỷ số lạm phát (pu/year) 0.05

256118.26

- Thời gian tính toán (years) 5

352271.3

- Giá lắp đặt cho tụ bù hạ áp cố định đ/kVAr

7683.55

- Giá lắp đặt cho tụ bù hạ áp điều chỉnh đ/kVAr

10568.14

- Tỷ giá bảo trì tụ bù hạ áp cố định đ/kVAr.năm

- Tỷ giá bảo trì tụ bù hạ áp điều chỉnh đ/kVAr.năm

4.4.2.2. Khảo sát điện áp các nút tại thanh cái hạ áp 35/0,4kV và công suất của

các lộ đường dây 372, 373 và 374 - E26.1 trước khi bù

Trước khi tính toán bù cho đường dây, cần xác định phân bố công suất trên

trên các đường dây của lưới điện thành phố Bắc Kạn 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 4.15 và hình 4.16:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Hình 4.15. Phương pháp xuất kết quả tính toán phân bố công suất

Hình 4.16. 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 các nút thanh cái hạ áp nằm dưới

giới hạn cho phép của các lộ đường dây 372, 373 và 374 - E26.1 lưới điện thành

phố Bắc Kạn cho trong các bảng 4.2, bảng 4.3, bảng 4.4 và phụ lục 7:

Bảng 4.2. 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 372- E26.1

STT Nút

Điện áp khi chưa bù (kV) 0,379 Độ lệch điện áp (%) -5,25 1 CotTBA_DQ2

2 CSongCau10_2 0,375 -6,25

3 CDonPhong3_2 0,376 -6,00

4 CDonPhong2_2 0,356 -11,0

5 CTongNgay2 0,379 -5,25

6 CKhuoiCo2 0,364 -9,00

7 CNaThoi1_2 0,374 -6,50

8 CNaThoi2 0,374 -6,50

9 CNaKha2 0,368 -8,00

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

10 CSongCau4_2 0,378 -5,50

Bảng 4.3. 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 373- E26.1

STT Nút Điện áp khi chưa bù (kV) Độ lệch điện áp (%)

CXuanHoa1.2 0,373 -6,75 1

CXuanHoa2.2 0,364 -9,00 2

CDoanKet2 0,341 -14,8 3

CTanCu2 0,369 -7,75 4

CK.Cuong2 0,354 -11,5 5

CN.Thuong3.2 0,367 -8,25 6

CN.Thuong4.2 0,374 -6,50 7

CN.Thuong1.2 0,371 -7,25 8

CUBMThanh2 0,374 -6,50 9

Bảng 4.4. 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 374- E26.1

0,376

-6,00

STT Nút Điện áp khi chưa bù (kV) Độ lệch điện áp (%)

0,355

-11,3

CTanSon2 1

0,379

-5,25

CT.Gieng2 2

CNMXiMang1.2 3

Tổng hợp kết quả 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 các lộ đường dây

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

372, 373 và 374 - E26.1 lưới điện thành phố Bắc Kạn cho trong bảng 4.5:

Bảng 4.5. Kết quả tính toán phân bố công suất trên đường dây 372, 373, 374- E26.1 trước khi bù

372

373

374 Nội dung

Max

Min

Max

Min

Max

Min

Tổng số nút dưới điện áp cho phép

Tổng số nút quá điện áp cho phép

56,89

3,9

59,24

5,59

72,2

14,67

Tổng tổn thất công suất tác dụng (kW)

-52,95

-194,39

-44,58

-182,94

24,3

-124,9

Tổng tổn thất công suất phản kháng (kVAr)

Nhận xét:

- Tổng số nút khảo sát của các lộ đường dây 372, 373 và 374 E26.1 lưới điện

thành phố Bắc Kạn: 273 nút (188 nút trung áp 35kV và 85 nút hạ áp 0,4kV).

- Tổng số nút hạ áp có điện áp nằm dưới giới hạn về độ lệch điện áp cho phép

trong chế độ phụ tải max là 22 nút và không có nút nào trong chế độ phụ tải min.

Trong đó nút có điện áp thấp nhất là nút “CDoanKet2” = 0,341 kV.

- Không có nút nào có điện áp vượt quá giới hạn cho phép về độ lệch điện áp

cho phép trong cả hai chế độ phụ tải max và min của cả lưới điện trung áp và hạ áp.

- Tổng tổn thất công suất tác dụng trên các lộ 372, 373 và 374 lưới điện thành

phố Bắc Kạn khi phụ tải max: 188,33 kW, phụ tải min: 24,16 kW.

- Tổng tổn thất công suất phản kháng trên các lộ 372, 373 và 374 lưới điện

thành phố Bắc Kạn khi phụ tải max: -73,23 kVAr, phụ tải min: -502,23 kVAr.

4.4.2.3. Tính toán điện áp các nút thanh cái hạ áp của trạm 35/0,4kV và công suất của các lộ đường dây 372, 373 và 374 - E26.1 sau khi bù

Xuất phát từ thuật toán tính toán tối ưu hóa vị trí bù trong chương trình

PSS/ADEPT, ta đi xác định vị trí dung lượng bù tối ưu cho lưới điện ở các thời

điểm khác nhau của phụ tải. Chọn mỗi bộ tụ là 30 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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

quả tính toán vị trí, dung lượng bù cố định và bù đóng cắt.

1. Vị trí và dung lượng bù cố định

Để xác định dung lượng và vị trí bù cố định ta đi tiến hành bù ở thời điểm cực

tiểu, kết quả tính toán được cho ở bảng sau (phụ lục 8-10):

Lộ 372

Lộ 373

Lộ 374

Vị trí

Qbù (kVAr)

CDoanKet2

CT.Gieng2

CNaKha2

CXuanHoa2.2

CNMXiMang1.2

120

CDonPhong2_2

CK.Cuong2

CNMXiMang3.2

CNaThoi2

CTanCu2

CMDCocNgan2

CMDSuoiYen2

Tổng:

120

Tổng:

300

Tổng

Bảng 4.6. Vị trí và dung lượng bù cố định ở phía thanh cái hạ áp

2. Vị trí và dung lượng bù đóng cắt

Xác định vị trí và dung lượng bù đóng cắt, tiến hành tính toán cho thời điểm

phụ tải cực đại, ta có kết quả tính toán sau, (phụ lục 11-13)

Lộ 372

Lộ 373

Lộ 374

Vị trí

Qbù (kVAr)

CDoanKet2

CT.Gieng2

CNaKha2

CUBMThanh2

CMDCocNgan2

CDonPhong2_2

CXuanHoa2.2

CNMXiMang1.2

CKhuoiCo2

CTanCu2

CNMXiMang3.2

CotTBA_DQ2

CK.Cuong2

CTanSon2

CNaThoi2

CN.Thuong3.2

CMDKhoK15.2

CNaThoi1_2

CCThacGieng2

CSongCau10_2

CDonPhong3_2

Tổng:

300

Tổng:

300

Tổng:

Bảng 4.7. Vị trí và dung lượng bù đóng cắt ở phía thanh cái hạ áp

Tính toán điện áp các nút và tổn thất công suất trên các đường dây sau khi bù

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

cho trong bảng 4.8:

372

373

374

Nội dung

Max

Min

Max

Min

Max

Min

Tổng số nút dưới điện áp cho phép

Tổng số nút quá điện áp cho phép

43,64

3,27

40,6

4,20

57,65

11,72

Tổng tổn thất công suất tác dụng (kW)

-85,64

-195,94

-91,64

-186,58

-13,68

-133,00

Tổng tổn thất công suất phản kháng (kVAr)

Bảng 4.8. Kết quả tính toán phân bố công suất trên đường dây 372, 373, 374- E26.1 sau khi bù

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 phụ tải max và chế độ phụ tải min.

- Tổng tổn thất công suất tác dụng sau bù trên các lộ 372, 373 và 374 lưới điện

thành phố Bắc Kạn khi phụ tải max: 141,89 kW, phụ tải min: 19,19 kW.

- Tổng tổn thất công suất phản kháng sau bù trên các lộ 372, 373 và 374 lưới

điện thành phố Bắc Kạn khi phụ tải max: -190,96 kVAr, phụ tải min: -515,52 kVAr.

4.4.2.4. Tính toán kinh tế các phương án bù của các lộ đường dây 372, 373 và

374 - E26.1

Mỗi phương án tính toán sẽ có được kết quả tổng dung lượng bù cố định và bù

điều chỉnh, 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].

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

+ , : 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 NPV

NPV = B – C

Kết quả tính toán của các lộ đường dây được tính cho chế độ cực đại như sau,

kết quả chi tiết cho trong các phụ lục 8-13:

1. Lộ đường dây 372 - E26.1

Bảng 4.9. Kết quả bù kinh tế khi phụ tải cực đại lộ đường dây 372 - E26.1

30,39

-123,67

Tổn thất Giá trị (đ) P (kW) Q (kVAr)

27,93

-129,59

Trước bù 570.588.830,37

2,46

5,92

Cố định Sau bù 524.286.209,13

27,93

-129,59

Tiết kiệm 46.302.621,24

23,46

-140,79

Trước bù 1.847.147.358,43

4,47

11,20

Đóng cắt Sau bù 1.551.315.204,28

Tiết kiệm 295.832.154,15

- Tổng dung lượng bù: 390 kVAr.

- Tổng giá trị chi phí quy về hiện tại cho việc lắp đặt tụ:

C = 25.911.496,56 + 118.797.678,14 = 144.709.174,70 đ.

- Tổng giá trị lợi nhuận quy về hiện tại thu được do lắp đặt tụ bù:

B = 46.302.621,24 + 295.832.154,15 = 342.134.775,39 đ.

- Giá trị hiệu quả kinh tế:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

NPV = B - C = 342.134.775,39 - 144.709.174,70 = 197.425.600,69 đ.

2. Lộ đường dây 373 - E26.1

Bảng 4.10. Kết quả bù kinh tế khi phụ tải cực đại lộ đường dây 373 - E26.1

Tổn thất Giá trị (đ) P (kW) Q (kVAr)

Trước bù 32,41 -113,76 608.507.284,58

Cố định Sau bù 28,22 -124,71 529.669.898,24

Tiết kiệm 4,19 10,95 78.837.386,34

Trước bù 28,22 -124,71 1.866.114.988,96

Đóng cắt Sau bù 22,30 -139,28 1.474.820.857,31

Tiết kiệm 5,92 14,57 391.294.131,65

- Tổng dung lượng bù: 420 kVAr.

- Tổng giá trị chi phí quy về hiện tại cho việc lắp đặt tụ:

C = 34.548.662,08 + 118.797.678,14 = 153.346.340,22 đ.

- Tổng giá trị lợi nhuận quy về hiện tại thu được do lắp đặt tụ bù:

B = 78.837.386,34 + 391.294.131,65 = 470.131.517,99 đ.

- Giá trị hiệu quả kinh tế:

NPV = B - C = 470.131.517,99 - 153.346.340,22 = 316.785.177,77 đ.

3. Lộ đường dây 374 - E26.1

Bảng 4.11. Kết quả bù kinh tế khi phụ tải cực đại lộ đường dây 374 - E26.1

Tổn thất Giá trị (đ) P (kW) Q (kVAr)

Trước bù 43,44 -50,30 815.393.605,62

Cố định Sau bù 37,95 -65,16 712.475.231,51

Tiết kiệm 5,49 14,86 102.918.374,11

Trước bù 37,95 -65,16 2.510.168.527,99

Đóng cắt Sau bù 33,98 -75,01 2.247.444.848,12

Tiết kiệm 3,97 9,85 262.723.679,87

- Tổng dung lượng bù: 600 kVAr.

- Tổng giá trị chi phí quy về hiện tại cho việc lắp đặt tụ:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

C = 86.371.655,20 + 118.797.678,14 = 205.169.333,34 đ.

- Tổng giá trị lợi nhuận quy về hiện tại thu được do lắp đặt tụ bù:

B = 102.918.374,11 + 262.723.679,87 = 365.642.053,98 đ.

- Giá trị hiệu quả kinh tế:

NPV = B - C = 365.642.053,98 - 205.169.333,34 = 160.472.720,64 đ.

4.4.3. Tính toán bù tối ưu lưới trung áp 35kV thành phố Bắc Kạn

4.4.3.1. Vị trí, dung lượng bù cố định và bù đóng cắt ở lưới trung áp 35kV lộ

đường dây 372 - E26.1

Vị trí bù đóng cắt

STT

Vị trí bù cố định

Qbù (kVAr)

CBanPe1

CBanPe2_1

CTongNgay1

CBanMun1

CKhuoiCo1

CNaThoi1_1

CNaThoi1

CDonPhong3_1

Tổng

300

120

Bảng 4.12. Vị trí, dung lượng bù cố định và bù đóng cắt ở lưới trung áp 35kV lộ đường dây 372 - E26.1

4.4.3.2. Vị trí, dung lượng bù cố định và bù đóng cắt ở lưới trung áp 35kV lộ

đường dây 373 - E26.1

Vị trí bù đóng cắt

STT

Vị trí bù cố định

Qbù (kVAr)

CXuanHoa1

CXuanHoa2.1

120

CXuanHoa1.1

02_N

CDoanKet1

120

Tổng

300

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Bảng 4.13. Vị trí, dung lượng bù cố định và bù đóng cắt ở lưới trung áp 35kV lộ đường dây 373 - E26.1

4.4.3.3. Vị trí, dung lượng bù cố định và bù đóng cắt ở lưới trung áp 35kV lộ

đường dây 374 - E26.1

Vị trí bù đóng cắt

STT

Vị trí bù cố định

Qbù (kVAr)

CNMXiMang1.1

180

CNMXiMang1.1

180

CNMXiMang3.1

120

CNMXiMang3.1

120

Tổng

300

Bảng 4.14. Vị trí, dung lượng bù cố định và bù đóng cắt ở lưới trung áp 35kV lộ đường dây 374 - E26.1

4.4.3.4. Tính toán kinh tế các phương án bù lưới 35kV của các lộ đường dây

372, 373 và 374 - E26.1

1. Kết quả bù kinh tế lưới 35kV lộ đường dây 372 - E26.1

Bảng 4.15. Kết quả bù kinh tế lưới 35kV lộ đường dây 372 - E26.1

56,89

-52,95

Tổn thất Giá trị (đ) P (kW) Q (kVAr)

55,15

-55,56

Trước bù 3.762.912.618,67

1,74

2,61

Cố định Sau bù 3.647.581.591,65

Tiết kiệm 115.331.027,02

Trước bù 56,89 -52,95 3.762.912.618,67

Đóng cắt Sau bù 56,11 -54,11 3.711.029.715,17

Tiết kiệm 0,78 1,16 51.882.903,50

- Tổng dung lượng bù: 420 kVAr.

- Tổng giá trị chi phí quy về hiện tại cho việc lắp đặt tụ:

C = 86.371.655,20 + 47.519.071,26 = 133.890.726,46 đ.

- Tổng giá trị lợi nhuận quy về hiện tại thu được do lắp đặt tụ bù:

B = 115.331.027,02 + 51.882.903,50 = 167.213.930,52 đ.

- Giá trị hiệu quả kinh tế:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

NPV = B - C = 167.213.930,52 - 133.890.726,46 = 33.323.204,06 đ.

2. Kết quả bù kinh tế lưới 35kV lộ đường dây 373 - E26.1

Bảng 4.16. Kết quả bù kinh tế lưới 35kV lộ đường dây 373 - E26.1

Tổn thất Giá trị (đ) P (kW) Q (kVAr)

Trước bù 59,24 -44,58 3.917.983.096,10

Cố định Sau bù 57,53 -46,63 3.804.769.199,70

Tiết kiệm 1,71 2,05 113.213.896,40

Trước bù 59,24 -44,58 3.917.983.096,10

Đóng cắt Sau bù 58,46 -45,49 3.866.524.617,20

Tiết kiệm 0,78 0,91 51.458.478,90

- Tổng dung lượng bù: 420 kVAr.

- Tổng giá trị chi phí quy về hiện tại cho việc lắp đặt tụ:

C = 86.371.655,20 + 47.519.071,26 = 133.890.726,46 đ.

- Tổng giá trị lợi nhuận quy về hiện tại thu được do lắp đặt tụ bù:

B = 113.213.896,40 + 51.458.478,90 = 164.672.375,30 đ.

- Giá trị hiệu quả kinh tế:

NPV = B - C = 164.672.375,30 - 133.890.726,46 = 30.781.648,84 đ.

3. Kết quả bù kinh tế lưới 35kV lộ đường dây 374 - E26.1

Bảng 4.17. Kết quả bù kinh tế lưới 35kV lộ đường dây 374 - E26.1

Tổn thất Giá trị (đ) P (kW) Q (kVAr)

Trước bù 72,20 24,30 4.775.131.906,54

Cố định Sau bù 68,00 19,12 4.497.751.281,26

Tiết kiệm 4,20 5,18 277.380.625,28

Trước bù 72,20 24,30 4.775.131.906,54

Đóng cắt Sau bù 68,00 19,12 4.497.751.281,26

Tiết kiệm 4,20 5,18 277.380.625,28

- Tổng dung lượng bù: 600 kVAr.

- Tổng giá trị chi phí quy về hiện tại cho việc lắp đặt tụ:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

C = 86.371.655,20 + 18.797.678,14 = 105.169.333,34 đ.

- Tổng giá trị lợi nhuận quy về hiện tại thu được do lắp đặt tụ bù:

B = 277.380.625,28 + 277.380.625,28 = 554.761.250,56 đ.

- Giá trị hiệu quả kinh tế:

NPV = B - C = 554.761.250,56 - 105.169.333,34 = 449.591.917,22 đ.

Qua kết quả tính toán trên ta nhận thấy:

Số tiền tiết kiệm được quy về hiện tại vòng 5 năm khi bù hạ áp là lớn hơn

nhiều so với bù trung áp. Vì vậy phương án bù ở hạ áp là hiệu quả hơn. Tuy nhiên

vị trí bù ở hạ áp sẽ rất lớn, rất khó cho quá trình bảo trì vận hành và kiểm soát, vì

vậy thực tế vận hành chúng ta nên cân nhắc nên bù hạ áp hơn hay là trung áp hơn.

Kết luận:

Lưới điện thành phố Bắc Kạn 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

PSS/ADEPT chúng ta thấy rõ được hiệu quả của việc bù công suất phản kháng trên

lưới điện. Ngoài lợi ích nó mang lại như phân tích ở trên nó còn góp phần cải thiện

chất lượng điện áp tại các nút. Do đó việc bù CSPK theo phương án trên cho các lộ

đường dây 372, 373 và 374 - E26.1 là cần thiết nhằm đảm bảo nâng cao được chất

lượng đồng thời mang lại nhiều lợi ích kinh tế.

4.5. Một số giải pháp nâng cao chất lượng điện áp trong lưới phân phối trung áp thành phố Bắc Kạn

Do lưới điện phân phối thành phố Bắc Kạn 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 trong

lưới phân phối trung áp 35kV thành phố Bắc Kạn, cụ thể chia thành hai nhóm chính

như sau:

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

4.5.1. 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:

4.5.1.1. 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.

4.5.1.2. 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.

4.5.1.3. 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.

4.5.1.4. 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.

4.5.1.5. 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.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

4.5.1.6. 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.

Tăng cường sử dụng các thiết bị ba pha. Biện pháp này làm giảm sự mất đối

xứng trong lưới điện.

4.5.1.7. 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.

4.5.1.8. 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.

4.5.2. 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 và đưa về điện áp quy chuẩn,

chuyển điện áp 10kV lên vận hành ở cấp điện áp 22 kV. 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, kết quả tính toán mạng lại hiệu quả kinh

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

tế cao như đã trình bày trong chương 4.

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 cho lưới điện phân

phối 35kV thành phố Bắc Kạn.

Qua việc thu thập số liệu tổng hợp lưới điện 35kV thành phố Bắc Kạn 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 “CDoanKet2 = 0,341

kV, -14,8%), tổn thất công suất trên toàn lưới điện thành phố 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 các lộ đường dây 372, 373

và 374 - E26.1 trạm biến áp 110KV Bắc Kạn, giảm tổn thất công suất và đảm bảo

chất lượng điện áp tại tất cả các điểm nút của phụ tải sau khi bù.

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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

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

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

mà tác giả mong muốn có cơ hội được thực hiện trong tương lai.

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.

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

11 Thomas E. Grebe, Capacitor Switching and Its Impact on Power Quality, Prepared on Request of CIGRE 36.05/CIRED 2 (Voltage Quality).

PHỤ LỤC

Phụ lục 1. Bảng công suất và phụ tải cực đại lộ 372-E26.1

STT

Tên trạm

SđmBA

Stải

Ptải

Qtải

Cos Loại PT

100

45,000

38,700

22,963

0,86

Sản xuất

Tự dùng

250

187,500 153,750 107,318

0,82

Sinh hoạt

2 Khuồi Kén

180

117,000 97,110

65,258

0,83

Sản xuất

3 Nước nặm cắt

100

118,478 77,011

90,036

0,65

Sinh hoạt

4 D.Quang

100

55,000

46,750

28,973

0,85

Sinh hoạt

5 Nội trú

400

412,250 276,207 306,038

0,67

Sản xuất

Sông Cầu 10

100

13,164

10,926

7,343

0,83

Sinh hoạt

7 Quan Nưa

8 NM TĐ Nậm Cắt

59,000

39,530

43,799

0,67

Sản xuất

100

28,407

24,714

14,006

0,87

Sinh hoạt

Bàn Giếng

120,557 77,157

92,633

0,64

Sinh hoạt

10 Đôn Phong 1

46,421

38,994

25,188

0,84

Sinh hoạt

11 Đôn Phong 2

5,543

4,434

3,326

0,80

Sinh hoạt

12 Bàn Chịt

41,571

36,583

19,745

0,88

Sinh hoạt

13 Đôn Phong 4

78,293

64,200

44,812

0,82

Sinh hoạt

14 Đôn Phong 3

6,236

5,051

3,657

0,81

Sinh hoạt

15 Khuồi Thốc

6,236

5,176

3,478

0,83

Sinh hoạt

16 Nà Lồm

69,286

55,429

41,571

0,80

Sinh hoạt

Sông Cầu 4

100

86,607

72,750

46,992

0,84

Sinh hoạt

18 Nà Lừu

100

169,750 106,942 131,827

0,63

Sinh hoạt

19 Nà Kha

100

140,650 95,642 103,126

0,68

Sinh hoạt

20 Nà Thoi

250

21 Đóng tàu Phương Đông

172,500 136,275 105,761

0,79

Sản xuất

64,436

54,126

34,962

0,84

Sinh hoạt

22 Nà Thoi 1

118,478 101,891 60,459

0,86

Sinh hoạt

23 Khuổi Cò

44,343

37,691

23,359

0,85

Sinh hoạt

24 Nà Pịt

46,421

38,530

25,892

0,83

Sinh hoạt

25 Bản Mún

74,136

60,050

43,475

0,81

Sinh hoạt

26 Tổng ngay

49,886

44,398

22,746

0,89

Sinh hoạt

27 Bản Pè 2

100

88,686

76,270

45,256

0,86

Sinh hoạt

28 Bản Pè

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Phụ lục 2. Bảng công suất và phụ tải cực đại lộ 373-E26.1

STT

Tên trạm

SđmBA

Stải

Ptải

Qtải

Loại PT

Cos

160

93,536

62,669

69,437

0,670

Sinh hoạt

1 Huyền Tụng 6

100

69,286

44,343

53,237

0,640

Sinh hoạt

2 Huyền Tụng 4

100

56,814

48,292

29,929

0,850

Sinh hoạt

Phiêng My

18,707

15,340

10,707

0,820

Sinh hoạt

4 Nà Mèng

5 UB Mỹ Thanh

100

149,657 97,277 113,730 0,650

Sinh hoạt

49,886

44,398

22,746

0,890

Sinh hoạt

6 Mỹ Thanh 2

4,157

3,492

2,256

0,840

Sinh hoạt

Thôm Ưng

31,5

5,543

4,878

2,633

0,880

Sinh hoạt

8 Nà Cáy

44,343

38,135

22,628

0,860

Sinh hoạt

9 Nà Cà

180

82,450

54,417

61,942

0,660

Sinh hoạt

10 Phặc Tràng

180

81,962

64,750

50,251

0,790

Sản xuất

11 Khai Thác nước

12 T.T ĐD NCC&BHXH

6,561

5,511

3,560

0,840

Sinh hoạt

150

102,543 88,187

52,327

0,860

Sinh hoạt

13 N.Thượng 1

92,843

81,702

44,098

0,880

Sinh hoạt

14 N.Thượng 4

160

81,064

54,313

60,179

0,670

Sinh hoạt

15 N.Thượng 2

113,628 96,584

59,858

0,850

Sinh hoạt

16 N.Thượng 3

60,971

54,265

27,801

0,890

Sinh hoạt

17 N.Thượng 5

400

10,641

8,300

6,659

0,780

Sản xuất

18 Đồi Thông 1

180

7,730

5,875

5,024

0,760

Sản xuất

19 N.M. Nước

180

137,186 87,799 105,410 0,640

Sản xuất

20 Đ. Kiểm

180

8,948

6,711

5,919

0,750

Sản xuất

21 XN Bê tông

130,950 89,046

96,014

0,680

Sinh hoạt

22 K. Cuông

23 Nam Đôi Thân

31,871

20,398

24,489

0,640

Sinh hoạt

100

171,136 111,238 130,052 0,650

Sinh hoạt

24 Tân Cư

250

162,821 112,347 117,852 0,690

Sinh hoạt

25 Đoàn Kết

25,636

21,790

13,504

0,850

Sinh hoạt

26 Kho K15

180

130,950 90,355

94,783

0,690

Sinh hoạt

27 Xuân Hóa

70,671

60,777

36,063

0,860

Sinh hoạt

28 Xuân Hóa 1

400

30,104

24,986

16,791

0,830

Sản xuất

29 NM Ôtô Tralas

144,807 94,125 110,044 0,650

Sinh hoạt

30 Xuân Hóa 2

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Phụ lục 3. Bảng công suất và phụ tải cực đại lộ 374-E26.1

STT

Tên trạm

SđmBA

Stải

Ptải

Qtải

Loại PT

Cos

1 Xử lý nước thải

43,500

29,145

32,293

0,670

Sản xuất

Trạm trộn BT Phúc Lộc

147,500 107,675 100,808 0,730

Sản xuất

250

400

3 Mỏ đá vôi

224,000 143,360 172,116 0,640

Sản xuất

Tân Cư 1

43,650

37,539

22,274

0,860

Sinh hoạt

5 Đài Việt

320

163,200 122,400 107,947 0,750

Sinh hoạt

6 Xuân Hóa 3

43,650

35,356

25,598

0,810

Sinh hoạt

250

7 Mỏ đá Suối Yến

160,000 110,400 115,809 0,690

Sản xuất

100

8 NM Gạch không nung

54,000

41,040

35,096

0,760

Sản xuất

05-06

42,000

31,920

27,297

0,760

Sinh hoạt

180

10 Bảo trợ xã hội

106,200 89,208

57,623

0,840

Sinh hoạt

560

11 Mỏ đá Cốc Ngần

358,400 265,216 241,062 0,740

Sản xuất

400

12 Mỏ đá kho K15

244,000 202,520 136,094 0,830

Sản xuất

13 N.M Xi măng

1000

660,000 468,600 464,773 0,710

Sản xuất

14 N.M Xi măng

26,000

18,980

17,770

0,730

Sản xuất

15 N.M Xi măng

1000

590,000 418,900 415,479 0,710

Sản xuất

16 Tập thể NMXM

27,000

20,520

17,548

0,760

Sinh hoạt

17 T.Giêng

135,107 112,139 75,358

0,830

Sinh hoạt

250

18 Tinh Bột sắn

85,000

51,850

67,354

0,610

Sản xuất

19 Tân Sơn 1

69,286

60,279

34,161

0,870

Sinh hoạt

100

20 Xưởng chế biến gừng

54,000

44,280

30,908

0,820

Sản xuất

21 Thác Giềng 1

29,793

25,324

15,694

0,850

Sinh hoạt

160

22 Cầu thác giềng

86,400

64,800

57,148

0,750

Sinh hoạt

320

23 NM TĐ Thác giềng 1

172,800 139,968 101,335 0,810

Sản xuất

31,5

24 Tân Sơn 4 (Nà khu)

13,164

10,926

7,343

0,830

Sinh hoạt

31,5

25 Tân Sơn 2

18,014

15,132

9,774

0,840

Sinh hoạt

100

26 Trại lợn giống

44,000

32,120

30,072

0,730

Sản xuất

560

207,200 157,472 134,664 0,760

Sản xuất

27 NM Miến dong Tân Sơn

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

Phụ lục 4. Số liệu đo tải 7 ngày mùa hè tháng 6/2018 tại thanh cái TBA

110 kV BẮC KẠN lộ 372 E26.1

Ngày Ptt 17- Thg6 18- Thg6 19- Thg6 20- Thg6 21- Thg6 22- Thg6 23- Thg6

9,346

9,356

9,343

9,345

9,349

9,351

9,347

9,348

Giờ P (kW) P (kW) P (kW) P (kW) P (kW) P (kW) P (kW) P (kW)

7,478

7,475

7,467

7,487

7,479

7,473

7,469

7,475

5,535

5,544

5,554

5,536

5,539

5,538

5,537

5,540

6,377

6,367

6,376

6,373

6,379

6,387

6,354

6,373

7,245

7,243

7,241

7,248

7,249

7,244

7,256

7,247

7,747

7,749

7,754

7,746

7,743

7,748

7,749

7,748

9,245

9,247

9,251

9,255

9,248

9,249

9,256

9,250

5 6

12,447

12,445

12,446

12,449

12,452

12,454

12,452

12,449

14,694

14,684

14,678

14,697

14,698

14,676

14,684

14,687

15,634

15,635

15,645

15,654

15,637

15,639

15,640

14,528

14,523

14,525

14,521

14,527

14,534

14,538

14,528

13,528

13,523

13,525

13,521

13,527

13,534

13,538

13,528

15,328

15,324

15,325

15,332

15,334

15,336

15,343

15,332

14,167

14,163

14,166

14,169

14,163

14,164

14,165

15,126

15,123

15,125

15,135

15,134

15,130

15,129

16,335

16,336

16,339

16,343

16,337

16,345

16,325

16,337

17,346

17,347

17,349

17,343

17,345

17,347

17,349

17,347

18,124

18,126

18,121

18,132

18,129

18,125

18,128

18,126

19,728

19,734

19,732

19,727

19,725

19,723

19,726

19,728

19,563

19,567

19,566

19,569

19,573

19,578

19,569

16,887

16,897

16,876

16,854

16,886

16,888

16,898

16,884

15,963

15,966

15,964

15,968

15,969

15,971

15,977

15,968

12,988

12,986

12,983

12,997

12,989

12,956

12,987

12,984

10,569

10,579

10,566

10,564

10,563

10,561

10,567

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

21 22 23 24

Phụ lục 5. Số liệu đo tải 7 ngày mùa hè tháng 6/2018 tại thanh cái TBA

Ngày

Ptt

18- Thg6

19- Thg6

22- Thg6

21- Thg6

Giờ

23- 20- 17- Thg6 Thg6 Thg6 P (kW) P (kW) P (kW) P (kW) P (kW) P (kW) P (kW)

P (kW)

10,346

10,347

10,343

10,344

10,347

10,349

10,352

10,347

9,474

9,475

9,477

9,464

9,479

9,483

9,484

9,477

110 kV BẮC KẠN lộ 373 E26.1

8,534

8,535

8,537

8,539

8,543

8,546

8,551

8,541

1 2

8,377

8,373

8,374

8,378

8,379

8,378

8,367

8,375

9,243

9,245

9,247

9,248

9,236

9,243

9,251

9,245

11,747

11,743

11,745

11,746

11,737

11,744

11,749

11,744

13,246

13,248

13,241

13,249

13,247

13,251

13,245

13,247

5 6

15,443

15,445

15,451

15,454

15,449

15,446

15,453

15,449

17,543

17,545

17,547

17,541

17,553

17,544

17,553

17,547

19,425

19,426

19,445

19,426

19,427

19,432

19,441

19,432

20,694

20,664

20,678

20,674

20,696

20,678

20,687

20,682

17,634

17,635

17,637

17,638

17,644

17,642

17,654

17,641

16,328

16,338

16,345

16,365

16,334

16,356

16,378

16,349

18,164

18,167

18,165

18,166

18,176

18,146

18,167

18,164

19,124

19,123

19,126

19,129

19,132

19,134

19,143

19,130

20,334

20,335

20,336

20,343

20,354

20,347

20,385

20,348

20,343

20,346

20,345

20,348

20,354

20,356

20,376

20,353

22,121

22,124

22,126

22,132

22,144

22,136

22,152

22,134

23,928

23,945

23,924

23,926

23,933

23,941

23,937

23,933

25,565

25,567

25,545

25,567

25,584

25,555

25,565

25,564

23,885

23,889

23,868

23,897

23,877

23,883

23,876

23,882

18,967

18,963

18,976

18,966

18,967

18,984

18,979

18,972

14,954

14,986

14,966

14,987

14,966

14,957

14,989

14,972

11,964

11,969

11,978

11,987

11,989

11,957

11,976

11,974

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

23 24

Phụ lục 6. Số liệu đo tải 7 ngày mùa hè tháng 6/2018 tại thanh cái TBA

110 kV BẮC KẠN lộ 374 E26.1

Ngày Ptt 17- Thg6 18- Thg6 19- Thg6 20- Thg6 21- Thg6 22- Thg6 23- Thg6

12,346

12,242

12,343

12,435

12,349

12,247

12,330

Giờ P (kW) P (kW) P (kW) P (kW) P (kW) P (kW) P (kW) P (kW)

12,474

12,379

12,468

12,481

12,523

12,467

11,534

11,607

11,563

11,585

11,498

11,478

11,543

12,377

12,293

12,362

12,386

12,418

12,424

12,377

13,243

13,315

13,267

13,242

13,338

13,316

13,281

15,747

15,749

15,744

15,746

15,742

15,748

15,746

17,245

17,324

17,257

17,249

17,238

17,276

17,262

5 6

19,447

19,445

19,394

19,427

19,439

19,506

19,419

19,440

21,543

21,534

21,619

21,561

21,587

21,488

21,554

23,528

23,478

23,548

23,568

23,618

23,548

23,545

24,694

24,666

24,717

24,654

24,672

24,598

24,671

16,634

17,634

17,626

17,647

17,712

17,739

17,686

17,525

19,328

19,336

19,363

19,425

19,369

19,387

19,362

21,167

21,214

21,142

21,188

21,224

21,269

21,196

23,123

23,214

23,149

23,178

23,195

23,227

23,173

23,335

23,356

23,328

23,319

23,315

23,297

23,326

21,946

21,938

21,955

21,897

21,913

21,934

21,933

21,124

21,135

21,218

21,187

21,259

21,171

21,174

20,428

21,428

21,453

21,436

21,488

21,399

21,504

21,305

19,563

19,545

19,572

19,526

19,617

19,628

19,573

18,887

18,863

18,876

18,892

18,914

18,949

18,895

14,963

14,935

14,892

14,934

14,997

14,876

14,937

13,986

13,945

13,973

13,919

13,934

13,967

13,959

13,269

13,275

13,283

13,218

13,256

13,327

13,271

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

21 22 23 24

Phụ lục 7. Điện áp các nút ở thanh cái 0,4 kV đường dây 372, 373, 374 -

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

E26.1 không nằm trong giới hạn cho phép

Phụ lục 8. Dung lượng và vị trí bù cố định khi đặt tụ bù ở thanh cái 0,4

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

kV đường dây 372 - E26.1

Phụ lục 9. Dung lượng và vị trí bù cố định khi đặt tụ bù ở thanh cái 0,4

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

kV đường dây 373 - E26.1

Phụ lục 10. Dung lượng và vị trí bù cố định khi đặt tụ bù ở thanh cái 0,4

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

kV đường dây 374 - E26.1

Phụ lục 11. Dung lượng và vị trí bù đóng cắt khi đặt tụ bù ở thanh cái 0,4

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

kV đường dây 372 - E26.1

Phụ lục 12. Dung lượng và vị trí bù đóng cắt khi đặt tụ bù ở thanh cái 0,4

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

kV đường dây 373 - E26.1

Phụ lục 13. Dung lượng và vị trí bù đóng cắt khi đặt tụ bù ở thanh cái 0,4

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu và Công nghệ thông tin – ĐHTN http://lrc.tnu.edu.vn

kV đường dây 374 - E26.1