Luận văn Thạc sĩ Kỹ thuật: Nghiên cứu giải pháp cải thiện chất lượng điện áp cho huyện Thuận Châu, tỉnh Sơn La

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN

TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP

PHẠM VĂN CAO

NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP CẢI THIỆN CHẤT LƯỢNG ĐIỆN ÁP

CHO HUYỆN THUẬN CHÂU, TỈNH SƠN LA

LUẬN VĂN THẠC SỸ KHOA HỌC

KỸ THUẬT ĐIỆN

Thái Nguyên - Năm 2020

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN

TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP

PHẠM VĂN CAO

NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP CẢI THIỆN CHẤT LƯỢNG ĐIỆN ÁP

CHO HUYỆN THUẬN CHÂU, TỈNH SƠN LA

NGÀNH KỸ THUẬT ĐIỆN

MÃ SỐ: 8.52.02.01

LUẬN VĂN THẠC SỸ KHOA HỌC

KỸ THUẬT ĐIỆN

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:

PGS.TS. Nguyễn Như Hiển

Thái Nguyên – Năm 2020

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của bản thân. Các nghiên cứu và

kết quả được trình bày trong luận văn là trung thực và chưa từng được công bố trong

bất kỳ một luận văn nào trước đây.

Thái Nguyên, ngày 15 tháng 8 năm 2020

Tác giả luận văn

Phạm Văn Cao

LỜI CẢM ƠN

Trong quá trình thực hiện luận văn của này, tôi đã nhận được nhiều ý kiến đóng

góp, động viên từ các thầy cô giáo, các bạn đồng nghiệp và người thân trong gia đình.

Lời đầu tiên, tôi xin bày tỏ lòng biết ơn tới PGS, TS. Nguyễn Như Hiển đã tận tình

hướng dấn, luôn hỗ trợ và khích lệ trong suốt thời gian làm luận văn để tôi có thể hoàn

thành được luận văn của mình.

Tôi xin gửi lời cảm ơn chân thành tới toàn thể các thầy cô giáo đã tham gia giảng

dạy trong khóa học chuyên ngành Kỹ thuật điện đã cho tôi ý kiến quý báu trong suốt

quá trình học tập.

Tôi xin gửi lời cảm ơn tới các Thầy giáo, Cô giáo của khoa Điện và Phòng Đào

tạo Nhà trường đã tạo những điều kiện thuận lợi nhất về mọi mặt để tôi hoàn thành nội

dung luận văn.

Thái Nguyên, ngày 15 tháng 8 năm 2020

HỌC VIÊN

Phạm Văn Cao

MỤC LỤC

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

LỜI CẢM ƠN ................................................................................................................. ii

MỤC LỤC ..................................................................................................................... iii

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT ............................................................................. vi

DANH MỤC HÌNH ẢNH ............................................................................................ vii

DANH MỤC BẢNG BIỂU ......................................................................................... viii

MỞ ĐẦU ......................................................................................................................... 1

1. Tầm quan trọng của chất lượng điện năng ............................................................... 1

2. Cơ sở pháp lý ........................................................................................................... 1

2.1. Tiêu chuẩn IEEE 519-1992 về sóng hài dòng & áp .............................................. 1

2.2. Thông tư 32 của Bộ Công Thương ....................................................................... 1

3. Lý do và tính cấp thiết của đề tài nghiên cứu được lựa chọn .................................. 1

3.1. Lý do chọn đề tài ................................................................................................... 1

3.2. Tính cấp thiết của đề tài nghiên cứu: .................................................................... 3

4. Mục tiêu nghiên cứu của đề tài ................................................................................ 3

5. Dự kiến kết quả đạt được ......................................................................................... 3

6. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu của luận văn: ..................................................... 3

7. Các công cụ, thiết bị nghiên cứu .............................................................................. 3

8. Bố cục của đề tài ...................................................................................................... 4

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN VÀ TIÊU THỤ ĐIỆN HUYỆN THUẬN

CHÂU TỈNH SƠN LA .................................................................................................... 5

1.1 Phân tích về nhu cầu cung cấp điện năng ............................................................. 5

1.2. Nguồn cấp ............................................................................................................. 8

1.3. Đồ thị phụ tải điển hình (TBA 110kV Thuận Châu E17.4). ................................. 9

1.4. Hiện trạng chất lượng điện huyện Thuận Châu .................................................. 10

1.5. Kết Luận chương 1 .............................................................................................. 31

CHƯƠNG 2: NGHIÊN CỨU CÁC CHỈ TIÊU VÀ GIẢI PHÁP NÂNG CAO CHẤT

LƯỢNG ĐIỆN ÁP CỦA NGUỒN ĐIỆN ..................................................................... 32

2.1. Các chỉ tiêu chất lượng điện áp nguồn cung cấp ................................................ 32

iii

2.1.1. Độ lệch điện áp ............................................................................................. 32

2.1.2. Độ dao động điện áp ..................................................................................... 33

2.1.3. Độ không sin của điện áp .............................................................................. 34

2.1.4. Độ đối xứng của điện áp ............................................................................... 35

2.2. Các phương pháp đánh giá chất lượng điện áp ................................................... 35

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

2.2.2. Đánh giá độ đối xứng của điện áp ................................................................ 41

2.2.3. Đánh giá mức độ hình sin ............................................................................. 43

2.3. Các biện pháp nâng cao chất lượng điện áp ........................................................ 44

2.3.1. Các biện pháp chung ..................................................................................... 44

2.3.2 Nâng cao chất lượng điện áp bằng điều chỉnh điện áp .................................. 45

2.3.3. Các phương pháp điều chỉnh điện áp............................................................ 47

2.3.4. Các thiết bị điều chỉnh điện áp ..................................................................... 50

2.3.5. Các biện pháp nâng cao chất lượng điện áp ................................................. 51

2.4. Kết luận chương 2: .............................................................................................. 54

CHƯƠNG 3: NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG CHO

TBA 560 kVA ............................................................................................................... 54

3.1. Ý nghĩa thực tiễn của hệ số công suất ................................................................. 55

3.1.1. Giảm giá thành tiền điện ............................................................................... 55

3.1.2. Tối ưu hoá kinh tế - kỹ thuật ........................................................................ 55

3.2. Các biện pháp để nâng cao hệ số cosφ ............................................................... 56

3.2.1. Nâng cao hệ số công suất cos𝛗 tự nhiên ...................................................... 56

3.2.2. Dùng phương pháp bù công suất phản kháng để nâng cao hệ số công suất

cosφ ......................................................................................................................... 58

3.3. Thu thập, xử lý số liệu và đánh giá chất lượng điện áp ...................................... 62

3.3.1. Thu thập số liệu ............................................................................................ 62

3.3.2. Đánh gía chất lượng điện áp ......................................................................... 63

3.3.2.1 TBA Chiềng Pấc 1 - 560kVA-35/0,4kV ................................................. 63

3.3.2.2 TBA Thuận Châu 1 - 560kVA-35/0,4kV ................................................ 65

3.4. Thiết kế chi tiết hệ thống điều khiển cho hệ thống bù ........................................ 67

3.4.1. Tính toán, lựa chọn các thiết bị trong tủ bù cos𝝋 ........................................ 67

3.4.2. Hướng dẫn sử dụng ...................................................................................... 71

3.4.3. Các thông số cài đặt: ..................................................................................... 74

3.5. Kết luận chương 3 ............................................................................................... 78

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ....................................................................................... 79

1. Kết luận .................................................................................................................. 79

2. Kiến nghị ................................................................................................................ 79

TÀI LIỆU THAM KHẢO ............................................................................................. 80

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT

EVN Tập đoàn Điện lực Việt Nam

PCSL Công ty Điện lực Sơn La

ĐTT Điện tổn thất

TLTT Tỷ lệ tổn thất

TBA Trạm Biến Áp

DCL Dao Cách ly

CDPT Cầu dao phụ tải

PĐ Phân đoan

HT Hệ Thống

CT Công tơ

DANH MỤC HÌNH ẢNH

Hình 1.1: Đồ thị phụ tải điển hình Lộ 371E17.4 ............................................................. 9

Hình 1.2: Đồ thị phụ tải điển hình Lộ 373E17.4 ............................................................. 9

Hình 1.3: Đồ thị phụ tải điển hình Lộ 375E17.4 ........................................................... 10

Hình 3.1. Hiển thị và các phím chức năng bộ điều khiển tụ bù Mikro ......................... 70

Hình 3.2. Hoạt động của bộ PFR ................................................................................... 73

vii

DANH MỤC BẢNG BIỂU

Bảng 1.1: Số liệu điện thương phẩm các năm giai đoạn 2014 – 2019. ........................... 5

Bảng 1.2: Số liệu thành phần phụ tải năm 2019. ............................................................. 6

Bảng 1.3: Các thiết bị trên lưới điện: ............................................................................ 11

Bảng 1.4: Số liệu điện áp, dòng điện, cos điểm đo đếm Bản Hào (QN - Mường La) 11

Bảng 1.5 : Số liệu tổn thất các TBA năm 2019. ............................................................ 19

Bảng 2.1: Độ lệch điện áp cho phép ở chế độ làm việc bình thường ............................ 33

Bảng 3.1: Số liệu đo đếm tại thanh cái hạ áp của trạm Chiềng Pấc 1 - 560kVA-35/0,4kV

ứng với thời điểm cực đại và cực tiểu ........................................................................... 62

Bảng 3.2: Số liệu đo đếm tại thanh cái hạ áp của trạm Thuận Châu 1 - 560kVA-35/0,4kV

ứng với thời điểm cực đại và cực tiểu ........................................................................... 62

Bảng 3.3: Số liệu đo đếm điện áp tại nguồn của trạm TBA Chiềng Pấc 1 - 560kVA-

35/0,4kV ứng với thời điểm cực đại và cực tiểu ........................................................... 63

Bảng 3.4: Số liệu đo đếm điện áp tại nguồn của trạm TBA Thuận Châu 1 - 560kVA-

35/0,4kV ứng với thời điểm cực đại và cực tiểu ........................................................... 65

Bảng 3.5: Tụ điện bù cosφ điện áp 400[V] do DAE YEONG chế tạo: ........................ 67

Bảng 3.6 : Chọn và kiểm tra Aptomat ........................................................................... 67

Bảng 3.7: Aptomat hạ áp, dãy L do LG chế tạo: ........................................................... 68

Bảng 3.8: Chọn máy biến dòng hạ áp............................................................................ 68

Bảng 3.9. Bảng tra hệ số C/K gần đúng ........................................................................ 75

viii

MỞ ĐẦU

1. Tầm quan trọng của chất lượng điện năng

Trong các hệ thống truyền tải lý tưởng, dạng sóng của điện áp và dòng điện là

hình sin và biên độ điện áp không đổi theo thời gian. Tuy nhiên, do trở kháng của lưới

điện, hầu hết các loại tải đều gặp phải những hiện tượng bất thường như: điện áp tăng

vọt, mất điện cục bộ. Nếu chất lượng điện năng của lưới điện tốt thì loại tải nào cũng

có thể chạy ổn định và hiệu quả như mong muốn. Giá thành lắp đặt thấp và lượng khí

thải nhà kính không cao.

Như vậy, chất lượng điện là những vấn đề liên quan đến điện áp, dòng điện, tần

số làm cho các thiết bị điện vận hành không bình thường hoặc bị hư hỏng. Chính vì, chất

lượng điện ảnh hưởng trực tiếp đến các quá trình sản xuất hiện đại; Chất lượng điện

năng ảnh hưởng trực tiếp đến quá trình vận hành và tuổi đời của thiết bị; Chất lượng

điện năng luôn là mối quan tâm hàng đầu của các nhà sản xuất thiết bị; Yêu cầu cung

cấp cho khách hàng chất lượng điện cao nhất là mục tiêu của các điện lực; Mối quan

tâm của xã hội đến chất lượng điện ngày càng được nâng cao. Chất lượng điện là sự

quan tâm của mọi bên, từ các điện lực, khách hàng cho đến các nhà sản xuất, chế tạo

thiết bị và của xã hội.

2. Cơ sở pháp lý

Các tiêu chuẩn về chất lượng điện năng đã được quy định như sau:

2.1. Tiêu chuẩn IEEE 519-1992 về sóng hài dòng & áp

2.2. Thông tư 32 của Bộ Công Thương

- Điện áp.

- Tần số.

- Sóng hài dòng & áp.

- Cân bằng pha.

- Nhấp nháy điện áp.

3. Lý do và tính cấp thiết của đề tài nghiên cứu được lựa chọn

3.1. Lý do chọn đề tài

Tình hình cung cấp điện và chất lượng điện năng của huyện Thuận Châu

Địa bàn huyện Thuận Châu được cấp điện bằng 05 lộ đường dây trung thế gồm:

Lộ 371, 373, 375 E17.4 + Lộ 373E17.3 + Lộ 373E17.2).

Do đường dây cấp điện cho huyện Thuận Châu dài nên các thông số điện áp,

CosΦ khai thác tại điểm đo đếm ranh gới giữa Điện lực Thuận Châu với Điện lực khác

như sau:

- Tại ranh giới với Điện lực Thành phố Sơn La điện áp 35,2 ÷ 36 kV, có những

thời điểm hệ số cos = 0,75

- Tại ranh giới với Điện lực Mường La điện áp 35 ÷ 37,3kV, có những thời điểm

hệ số cos = 0,3

Tổn thất điện năng thấp và chất lượng điện áp ổn định tập chung tại các khu vực

trung tâm thị trấn và trung tâm các xã như: (Số liệu tổn thất năm 2019)

Năm 2019

Thương STT Tên TBA Điện nhận ĐTT phẩm TLTT (%) (kWh) (kWh) (kWh)

TBA Thuận châu 1 971840 1 939249 32591 3.35

TBA Thuận châu 2 511200 2 498711 12489 2.44

TBA Thuận Châu 4 138400 3 134340 4060 2.93

TBA Thuận châu 5 547800 4 527708 20092 3.67

TBA Thuận châu 6 926330 5 916477 9853 1.06

- Tổn thất điện năng cao, chất lượng điện áp không ổn định tập trung tại các xã

Nậm Lầu, xã Mường Khiêng,… Điển hình như: TBA Sao Và 100kVA-35/0,4kV; TBA

Phắn Cướm 50kVA-35/0,4kV (xã Mường Khiêng); TBA Bản Lầu 75kVA-35/0,4kV (xã

Nậm Lầu); Tại các khu vực này TBA có bán kính cấp điện lớn từ 1,5 km đến 3,9 km,

Ví dụ: Bán kính cấp điện của TBA Sao Và 100kVA-35/0,4kV = 3,9km, TBA Phắn

Cướm 50kVA-35/0,4kV = 2 km. Điện áp cuối nguồn khá thấp điển hình như TBA Sao

Và 100kVA-35/0,4kV điện áp cuối nguồn là 190V, TBA Phắn Cướm 50kVA-35/0,4kV

điện áp cuối nguồn là 178V.

3.2. Tính cấp thiết của đề tài nghiên cứu:

Ở nước ta nói riêng cũng như trên toàn thế giới nói chung, ngay từ khi sản xuất

ra điện năng, người ta đã quan tâm đến chất lượng điện năng. Chính vì vậy, chất lượng

điện năng là vấn đề lúc nào cũng mang tính thời sự, và ngày càng được quan tâm đến.

Tại sao vậy? Vì rằng vấn đề trở nên mới, thời sự là do cách đặt vấn đề hiện nay mang

tính hệ thống hóa, toàn cục, chứ không phải đề cập đến từng vấn đề, từng hiện tượng

một cách riêng rẽ như trước đây. Vấn đề được đặc biệt quan tâm đến, không chỉ trên

phương diện nhà cung cấp (sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng), mà còn trên

phương diện khách hàng (người sử dụng). Mục tiêu hướng tới là lưới điện ngày càng trở

nên linh hoạt hơn và các thiết bị sử dụng điện cũng ngày càng thông minh hơn.

4. Mục tiêu nghiên cứu của đề tài

- Nghiên cứu các chỉ tiêu yêu cầu về chất lượng điện năng, các tiêu chuẩn đánh

giá về chất lượng điện năng;

- Nghiên cứu các giải pháp nâng cao chất lượng điện năng và lựa chọn giải pháp

ứng dụng phù hợp;

- Nghiên cứu các thiết kế kỹ thuật cho giải pháp cải thiện chất lượng điện năng

đã lựa chọn.

5. Dự kiến kết quả đạt được

- Có các thiết kế kỹ thuật cho giải pháp cải thiện chất lượng điện năng đã lựa

chọn;

- Đánh giá được chất lượng điện năng sau khi sử dụng giải pháp cải thiện chất

lượng điện năng trên.

6. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu của luận văn:

- Lựa chọn khu vực cung cấp điện năng trọng điểm của huyện Thuận Châu tỉnh

Sơn La;

- Đi sâu vào một số giải pháp về đảm bảo điện áp cung cấp cho các phụ tải yêu

cầu.

7. Các công cụ, thiết bị nghiên cứu

- Các phần mềm chuyên dụng liên quan đến ngành kỹ thuật điện, kỹ thuật điều

khiển và tự động hóa;

- Các thiết bị thực tiễn phù hợp để phục vụ cho giải pháp cải thiện chất lượng

điện năng cho khu vực trọng điểm của huyện Thuận Châu, tỉnh Sơn La phục vụ phát

triển công, nông nghiệp và khai thác khoáng sản,...

8. Bố cục của đề tài

Luận văn sẽ được bố cụ thành ba chương dự kiến như sau:

Phần mở đầu của luận văn;

Chương 1: Tổng quan về lưới điện và tiêu thụ điện của Huyện Thuận Châu, Tỉnh

Sơn La: Đi sâu nghiên cứu và tập hợp số liệu về chất lượng điện năng của huyện Thuận

Châu;

Chương 2: Nghiên cứu các chỉ tiêu và giải pháp để nâng cao chất lượng điện áp

của nguồn điện: Trên cơ sở đó lựa chọn được giải pháp phù hợp để cải thiện chất lượng

điện năng cho khu vực trọng điểm của huyện Thuận Châu, tỉnh Sơn La phục vụ phát

triển công, nông nghiệp và khai thác mỏ,…..;

Chương 3: Nghiên cứu ứng dụng bù công suất phản kháng cho TBA 560 kVA;

Phần kết luận và kiến nghị.

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN VÀ TIÊU THỤ ĐIỆN HUYỆN

THUẬN CHÂU TỈNH SƠN LA

1.1 Phân tích về nhu cầu cung cấp điện năng

- Giới thiệu khái quát về huyện Thuận Châu:

+ Về vị trí địa lý: Huyện Thuận Châu nằm ở phía Tây Bắc tỉnh Sơn La, có diện

tích tự nhiên 153.507,24 ha, nằm dọc trên quốc lộ 6 (Hà Nội - Hoà Bình - Sơn La- Điện

Biên), cách Thành phố Sơn La 34 km, cách huyện Tuần Giáo, tỉnh Điện Biên 52 km. Toạ

độ địa lý: 21012’ đến 210 41’ vĩ độ bắc. 1030 20’đến 1030 59’ kinh độ đông.

- Phía Đông giáp huyện Mường La và thành phố Sơn La, tỉnh Sơn La.

- Phía Tây giáp huyện Điện Biên Đông, huyện Mường Ẳng và huyện Tuần Giáo,

tỉnh Điện Biên.

- Phía Nam giáp huyện Mai Sơn và huyện Sông Mã, tỉnh Sơn La.

- Phía Bắc giáp huyện Quỳnh Nhai và huyện Mường La, tỉnh Sơn La.

+ Về đơn vị hành chính: Huyện Thuận Châu có 28 xã và 1 thị trấn: Phổng Lái,

Thôm Mòn, Bon Phặng, Mường Khiêng, Bẩn Lầm, Nong Lay, Co Tòng, Liệp Tè, Muổi

Nọi, Bó Mười, Púng Tra, Tông Lạnh, Chiềng Pha, É Tòng, Chiềng Ngàm, Mường É,

Co Mạ, Pá Lông, Tông Cọ, Mường Bám, Chiềng La, Nậm Lầu, Chiềng Pấc, Long Hẹ,

Phổng Lăng, Chiềng Bôm, Chiềng Ly, Phổng Lập và thị trấn Thuận Châu.

- Địa hình phức tạp, địa hình đồi núi hiểm trở, độ dốc lớn hệ thống giao thông

liên lạc giữa các khu vực với nhau khó khăn.

- Hệ thống lưới điện do Điện lực Thuận Châu quản lý chiếm gần 1/5 khối lượng

lưới điện của toàn Công ty Điện lực Sơn La nằm trải dài trên địa hình cao nguyên, Thuận

Châu có nhiều đồi núi hiểm trở, khí hậu khắc nghiệt, đường giao thông đi lại khó khăn.

Trong những năm qua nhu cầu về điện năng để phục vụ cho nhu cầu phát triển

kinh tế – xã hội, phục vụ mục đích chính trị, bảo đảm an ninh – quốc phòng của huyện

Thuận Châu luôn tăng trưởng với tốc độ khá cao, số liệu tăng trưởng về trong giai đoạn

2014 – 2019 như sau:

Bảng 1.1: Số liệu điện thương phẩm các năm giai đoạn 2014 – 2019.

Điện thương phẩm (kWh) Tốc độ tăng trưởng Năm

2014 24900206 4.86

2015 29708513 19.31

2016 32852032 10.58

2017 33871398 3.1

2018 34961003 3.22

2019 38844291 11.11

Trong đó điện cho các thành phần phụ tải theo số liệu báo cáo kinh doanh năm

2019 như sau:

Bảng 1.2: Số liệu thành phần phụ tải năm 2019.

STT Thành phần phụ tải Sản lượng (kWh) Tỷ trọng (%)

Nông, lâm nghiệp, thủy sản 363533 0,94 1

Công nghiệp, xây dựng 8198006 21,10 2

Thương nghiệp, khách sạn, nhà hàng 1818356 4,68 3

Quản lý, tiêu dùng 26604211 68,49 4

Hoạt động khác 1860185 4,79 5

- Nhu cầu về điện để phục vụ cho mục đích nông, lâm nghiệp, thủy sản có tỷ trọng

nhỏ chiếm khoảng trên, dưới 01% tổng sản lượng hàng năm.

- Nhu cầu về điện để phục vụ cho thành phần phụ tải công nghiệp, xây dựng chiếm

khoảng trên dưới 21% tổng sản lượng hàng năm. Chủ yêu cho sử dụng cho nhu cầu khai

thác mỏ đá, sản xuất vật liệu xây dựng và sản xuất lâm sản, mủ cao su.... Dung lượng

MBA của các TBA chuyên dùng như sau:

STT Tên TBA Địa danh Dung lượng (kVA)

1 NM gạch Tuynel Xã Chiềng Pha 560

2 CBNS Hinh Miêng Xã Phỏng Lái 180

3 CBNS Triển Hợi Xã Bó Mười 100

4 CBNS Tâm Lức Xã Bon Phặng 250

5 CBNS Nguyễn Thị Diệp Xã Bon Phặng 180

6 CBNS Thu Thuỷ 1 Xã Muổi Nọi 250

7 CBNS Thu Thuỷ 2 Xã Muổi Nọi 750

8 CBNS Triển Hợi 2 Xã Tông Cọ 250

9 Phiếu Diên Xã Tông Cọ 250

10 TĐ Chiềng Ngàm Thượng Xã Tông Cọ 180

11 Mỏ đá Sen To Xã Tông Cọ 560

12 CBNS Chung Ngọc Xã Tông Cọ 250

13 CBNS Nhự Lan 2 Xã Noong Lay 250

14 Hinh Miêng Xã Noong Lay 250

15 NM chế biến mủ Cao su Xã Noong Lay 1000

16 CBNS Lý Hùng Xã Noong Lay 180

17 CBNS Nhự Lan 1 Xã Noong Lay 250

18 CBNS Dung Liêm Xã Tông Lệnh 180

19 Mỏ đá Quang Hảo Xã Chiềng Ly 320

20 Mỏ đá Thảo Yến Xã Tông Lệnh 320

21 Bệnh viện Đa khoa TT.T/ Châu 250

- Nhu cầu về điện để phục vụ cho mục đích Thương nghiệp, khách sạn, nhà hàng có

tỷ trọng chiếm khoảng trên 4 % đến 5 % tổng sản lượng hàng năm.

- Nhu cầu về điện để phục vụ cho mục đích Quản lý, tiêu dùng có tỷ trọng chiếm

khoảng trên 68 đến 70 % tổng sản lượng hàng năm.

- Nhu cầu về điện để phục vụ cho Hoạt động khác có tỷ trọng chiếm khoảng trên 4%

đến 5% tổng sản lượng hàng năm.

1.2. Nguồn cấp

Lưới điện huyện Thuận Châu chủ yếu được cấp bằng nguồn từ TBA 110 kV

E17.3 Mường La; E17.4 Thuận Châu; E17.2 Sơn La trong đó có:

- Đường dây 35kV lộ 375E17.4 Bản Bai – Chiềng Ngàm còn được cấp thêm

nguồn từ Nhà máy thủy điện Chiềng Ngàm.

- Đường dây 35kV lộ 371E17.4 Thuận Châu – Co Mạ còn được cấp thêm nguồn

từ Nhà máy thủy điện Chiềng Ngàm Thượng.

* Các lộ ĐZ của TBA 110kV Thuận Châu:

Lộ đường dây 35 kV 375 E17.4 tổng chiều dài 113,45 km cấp điện cho 116 TBA

phân phối với tổng dung lượng lắp đặt 18580kVA: Cấp điện cho các xã, Thị trấn: Chiềng

Ly, TT Thuận Châu, Thôn Mòn, Púng Tra, Nậm Lầu, Bon Phặng, Muổi Nọi, Tông Cọ,

Tông Lênh, Chiềng Pấc, Muổi Nọi, Chiềng Ngàm, Chiềng La, Nong Lay huyện Thuận

Châu – Sơn La, lộ đường dây này cấp cho toàn bộ phụ tải địa bàn huyện Quỳnh Nhai –

Sơn La. Đường dây mạch vòng liên kết với lộ 374 E17.2 cấp điện dự phòng cho khu

vực thành phố Sơn La và mạch vòng liên kết Lộ 373E17.4 tai huyện Quỳnh Nhai

Lộ đường dây 35 kV 371 E17.4 có tổng chiều dài 104,445 km cấp điện cho 90

TBA phân phối với tổng dung lượng lắp đặt 5972,5 kVA cấp điện cho các xã: Chiềng

Bôm, Co Mạ, É Tòng, Pá Lông, Long Hẹ, Mường Bám. Lộ đường dây này có liên kết

đường dây mạch vòng với lộ 373 E17.30 Sông Mã.

Lộ đường dây 35 kV 373 E17.4 có tổng chiều dài 69,570 km cấp điện cho

117TBA phân phối với tổng dung lượng lắp đặt 23814,5 kVA cấp điện cho các xã:

Chiềng Pha, Bình Thuận, Pha Lao và trung tâm huyện Quỳnh Nhai. Lộ đường dây này

có Liên kết mạch vòng ĐZ 35kV với Lộ 375E17.4

1.3. Đồ thị phụ tải điển hình (TBA 110kV Thuận Châu E17.4).

P (MW)

2.5

2

1.5

1

0.5

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Hình 1.1: Đồ thị phụ tải điển hình Lộ 371E17.4

P (MW)

3.5

3

2.5

2

1.5

1

0.5

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Hình 1.2: Đồ thị phụ tải điển hình Lộ 373E17.4

P (MW)

9

8

7

6

5

4

3

2

1

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Hình 1.3: Đồ thị phụ tải điển hình Lộ 375E17.4

1.4. Hiện trạng chất lượng điện huyện Thuận Châu

Đặc điểm lưới điện:

- Trong địa bàn do Điện lực Thuận Châu quản lý có 05 lộ đường dây 35kV đấu

nối liên thông với 05 huyện (Sơn La; Mai Sơn; Sông Mã; Quỳnh Nhai; Mường La) cụ

thể:

- Đường dây 35kV lộ 371E17.4 Thuận Châu – Co Mạ đấu nối liên thông với

Huyện Sông Mã qua DCL 373-7/369 Co Mạ.

- Đường dây 35kV lộ 373E17.4 Thuận Châu – Mô Cổng đấu nối liên thông với

huyện Quỳnh Nhai bằng DCL 373-7/141 Pha Lao.

- Đường dây 35kV lộ 375E17.4 Bản Bai – Phiêng Tam đấu nối liên thông với

Sơn La bằng MC 374/127 Phiêng Tam. Và nối liên thông với huyện Quỳnh Nhai bằng

MC 375/142 Chiềng Khoang.

- Đường dây 35kV PĐ 371/6 Phiêng Bủng – Bó Mười đấu nối liên thông với

Huyện Mường La qua CDPT 371-7/101/33 Bản Sang.

- Đường dây 35kV lộ 382E17.2 Sơn La đấu nối liên thông với Huyện Mai Sơn

qua DCL 382-7/52/105 Bản Lầm.

Bảng 1.3: Các thiết bị trên lưới điện:

ĐVT STT Nội dung Khối lượng Ghi chú

km 1 Đường dây trung áp 926.9

km 2 Đường dây hạ áp 902,1723

494 3 Trạm biến áp 3 pha trạm/dung lượng (49617.5 kVA)

6 4 Trạm biến áp 2 pha trạm/dung lượng (110 kVA)

5 Trạm cắt Trạm 18

6 LBS Bộ 5

3 7 Tụ bù trung thế Bộ/dung lượng (450 kVAr)

169 8 Tụ bù hạ thế Bộ/dung lượng (4395 kVAr)

Các thông số về điện áp, dòng điện, cos đo được tại điểm đo đếm ranh giới khai

thác vào ngày có sản lượng cao nhất như sau:

Bảng 1.4: Số liệu điện áp, dòng điện, cos điểm đo đếm Bản Hào (QN - Mường La)

Điện áp Điện áp Công suất Công suất Dòng Hệ số Thời pha dây tác dụng phản kháng STT Pha điện (A) cos φ điểm (V) (V) (kW) (kVAr)

20833,8 36085,1 2,603 0,337 0,051 A -0,144 HT:

21263,2 36828,9 2,731 0,425 0,070 B -0,148 23:30:00 1 CT: 20579,7 35645,0 2,445 0,396 0,051 C -0,132

23:26:50 Tổng 0,388 0,174 -0,426

A 20817,3 36056,6 2,603 0,365 0,057 -0,143 HT:

23:00:00 B 21237,7 36784,7 2,728 0,449 0,073 -0,146 2 CT: C 20552,7 35598,3 2,445 0,395 0,057 -0,131

22:56:49 Tổng 0,406 0,189 -0,423

Điện áp Điện áp Công suất Công suất Dòng Hệ số Thời STT Pha pha dây tác dụng phản kháng điện (A) cos φ điểm (V) (V) (kW) (kVAr)

20992,7 36360,3 2,606 0,375 0,058 A -0,143 HT:

21423,9 37107,2 2,784 0,444 0,074 B -0,151 22:30:00 3 CT: 20706,0 35863,8 2,495 0,419 0,061 C -0,134

22:26:47 Tổng 0,421 0,197 -0,429

21194,3 36709,5 2,630 0,433 0,069 A -0,143 HT:

21643,7 37487,9 2,805 0,473 0,083 B -0,151 22:00:00 4 CT: 20942,6 36273,6 2,583 0,458 0,070 C -0,137

21:56:46 Tổng 0,456 0,224 -0,431

21133,0 36603,4 2,713 0,452 0,071 A -0,145 HT:

21569,1 37358,8 2,912 0,509 0,090 B -0,153 21:30:00 5 CT: 20859,0 36128,8 2,610 0,501 0,076 C -0,135

21:26:46 Tổng 0,487 0,241 -0,435

20982,2 36342,1 2,768 0,505 0,082 A -0,140 HT:

21401,5 37068,4 3,085 0,542 0,159 B -0,157 21:00:00 6 CT: 20717,6 35883,8 2,784 0,576 -0,003 C -0,134

20:56:45 Tổng 0,541 0,237 -0,432

21006,0 36383,4 2,743 0,536 0,086 A -0,138 HT:

21482,7 37209,0 3,186 0,557 0,108 B -0,161 20:30:00 7 CT: 20738,9 35920,8 2,876 0,627 0,106 C -0,132

20:26:42 Tổng 0,574 0,303 -0,431

A 20793,2 36014,8 2,820 0,582 0,096 -0,135 HT:

20:00:00 B 21295,8 36885,3 3,151 0,608 0,117 -0,151 8 CT: C 20528,2 35555,9 2,867 0,648 0,107 -0,127

19:56:42 Tổng 0,614 0,323 -0,415

Điện áp Điện áp Công suất Công suất Dòng Hệ số Thời STT Pha pha dây tác dụng phản kháng điện (A) cos φ điểm (V) (V) (kW) (kVAr)

20558,3 35608,0 2,771 0,580 0,091 A -0,134 HT:

21053,9 36466,4 3,261 0,615 0,118 B -0,154 19:30:00 9 CT: 20289,9 35143,1 2,856 0,675 0,111 C -0,121

19:26:41 Tổng 0,624 0,323 -0,410

A 20706,7 35865,1 2,910 0,564 0,097 -0,141 HT:

B 21218,8 36752,0 3,051 0,612 0,113 -0,145 19:00:00 10 CT: C 20476,8 35466,8 2,779 0,588 0,095 -0,131

18:56:41 Tổng 0,590 0,305 -0,419

A 20929,3 36250,6 2,682 0,441 0,070 -0,142 HT:

B 21428,4 37115,1 2,926 0,571 0,102 -0,146 18:30:00 11 CT: C 20652,1 35770,5 2,396 0,539 0,075 -0,117

18:26:37 Tổng 0,520 0,250 -0,408

A 20958,0 36300,3 2,462 0,395 0,058 -0,135 HT:

18:00:00 B 21479,2 37203,0 2,791 0,474 0,081 -0,148 12 CT: C 20695,2 35845,1 2,355 0,476 0,067 -0,121

17:56:39 Tổng 0,450 0,208 -0,407

A 21145,3 36624,6 2,589 0,369 0,057 -0,144 HT:

17:30:00 B 21648,9 37497,0 2,708 0,528 0,090 -0,139 13 CT: C 20833,8 36085,1 2,188 0,436 0,056 -0,117

17:26:37 Tổng 0,448 0,204 -0,403

A 20951,4 36288,8 2,495 0,368 0,052 -0,138 HT:

B 21450,8 37153,9 2,715 0,485 0,081 -0,144 17:00:00 14 CT: C 20637,1 35744,4 2,258 0,453 0,058 -0,118

16:56:36 Tổng 0,439 0,195 -0,403

Điện áp Điện áp Công suất Công suất Dòng Hệ số Thời STT Pha pha dây tác dụng phản kháng điện (A) cos φ điểm (V) (V) (kW) (kVAr)

20992,3 36359,7 2,555 0,367 0,055 A -0,140 HT:

21425,3 37109,6 2,667 0,493 0,081 B -0,139 16:30:00 15 CT: 20751,9 35943,3 2,262 0,418 0,055 C -0,121

16:26:33 Tổng 0,430 0,193 -0,404

A 20950,7 36287,6 2,477 0,348 0,050 -0,138 HT:

B 21397,3 37061,1 2,705 0,457 0,074 -0,145 16:00:00 16 CT: C 20723,9 35894,8 2,308 0,425 0,058 -0,122

15:56:32 Tổng 0,413 0,185 -0,406

A 20813,8 36050,6 2,483 0,390 0,058 -0,135 HT:

B 21295,1 36884,1 2,647 0,473 0,075 -0,140 15:30:00 17 CT: C 20611,5 35700,2 2,346 0,432 0,058 -0,123

15:26:32 Tổng 0,434 0,195 -0,399

A 20772,2 35978,4 2,456 0,358 0,051 -0,135 HT:

B 21241,2 36790,8 2,638 0,472 0,074 -0,140 15:00:00 18 CT: C 20568,5 35625,6 2,259 0,423 0,056 -0,119

14:56:32 Tổng 0,421 0,184 -0,397

A 20682,9 35823,8 2,518 0,404 0,058 -0,135 HT:

14:30:00 B 21118,3 36578,0 2,647 0,486 0,076 -0,139 19 CT: C 20447,0 35415,2 2,347 0,438 0,058 -0,121

14:26:30 Tổng 0,443 0,197 -0,398

A 20702,2 35857,2 2,526 0,389 0,058 -0,137 HT:

B 21140,0 36615,6 2,619 0,494 0,077 -0,138 14:00:00 20 CT: C 20530,3 35559,5 2,296 0,424 0,057 -0,121

13:56:30 Tổng 0,439 0,194 -0,397

Điện áp Điện áp Công suất Công suất Thời Dòng Hệ số STT Pha pha dây tác dụng phản kháng điểm điện (A) cos φ (V) (V) (kW) (kVAr)

20839,0 36094,2 2,521 0,407 0,060 -0,136 A HT:

13:30:00 21296,5 36886,5 2,691 0,490 0,080 -0,141 B 21 CT: 20610,1 35697,7 2,376 0,452 0,063 C -0,123 13:26:27 Tổng 0,452 0,204 -0,404

20702,2 35857,2 2,589 0,417 0,064 A -0,138 HT:

21149,1 36631,3 2,728 0,537 0,088 B -0,139 13:00:00 22 CT: 20520,2 35541,9 2,332 0,488 0,064 C -0,118

12:56:27 Tổng 0,483 0,217 -0,397

A 20589,8 35662,6 2,580 0,434 0,065 -0,135 HT:

B 21022,1 36411,3 2,650 0,508 0,081 -0,136 12:30:00 23 CT: C 20376,7 35293,4 2,390 0,450 0,061 -0,123

12:26:26 Tổng 0,465 0,208 -0,396

A 20960,5 36304,6 2,564 0,433 0,065 -0,138 HT:

B 21384,7 37039,3 2,715 0,509 0,082 -0,143 12:00:00 24 CT: C 20695,5 35845,7 2,449 0,472 0,067 -0,127

11:56:23 Tổng 0,473 0,214 -0,410

A 20973,8 36327,6 2,467 0,448 0,066 -0,132 HT:

B 21470,1 37187,2 2,789 0,503 0,085 -0,146 11:30:00 25 CT: C 20688,2 35832,9 2,460 0,531 0,075 -0,121

11:26:22 Tổng 0,495 0,230 -0,402

A 21043,4 36448,2 2,553 0,427 0,063 -0,139 HT:

B 21546,4 37319,4 2,896 0,511 0,089 -0,152 11:00:00 26 CT: C 20770,1 35974,8 2,446 0,515 0,073 -0,123

10:56:22 Tổng 0,486 0,228 -0,416

Điện áp Điện áp Công suất Công suất Dòng Hệ số Thời STT Pha pha dây tác dụng phản kháng điện (A) cos φ điểm (V) (V) (kW) (kVAr)

21000,4 36373,7 2,485 0,415 0,063 A -0,135 HT:

21521,5 37276,3 2,757 0,466 0,080 B -0,150 10:30:00 27 CT: 20770,8 35976,0 2,508 0,470 0,071 C -0,130

10:26:22 Tổng 0,455 0,212 -0,416

A 21176,1 36678,0 2,468 0,350 0,050 -0,139 HT:

B 21660,8 37517,6 2,739 0,433 0,071 -0,152 10:00:00 28 CT: C 20850,2 36113,6 2,430 0,424 0,059 -0,128

09:56:18 Tổng 0,405 0,184 -0,419

A 21120,4 36581,6 2,386 0,321 0,045 -0,136 HT:

B 21633,2 37469,7 2,808 0,406 0,068 -0,155 09:30:00 29 CT: C 20795,6 36019,0 2,383 0,436 0,066 -0,126

09:26:18 Tổng 0,390 0,181 -0,420

A 20860,4 36131,2 2,410 0,292 0,042 -0,137 HT:

B 21333,2 36950,2 2,676 0,394 0,064 -0,148 09:00:00 30 C 20589,1 35661,4 2,311 0,375 0,051 -0,125 CT:

08:56:19 Tổng 0,356 0,160 -0,411

A 20966,1 36314,3 2,436 0,283 0,041 -0,139 HT:

B 21369,3 37012,6 2,754 0,422 0,070 -0,151 08:30:00 31 C 20690,3 35836,6 2,265 0,411 0,055 -0,119 CT:

08:26:17 Tổng 0,377 0,168 -0,412

A 20953,5 36292,4 2,454 0,289 0,042 -0,139 HT:

B 21385,0 37039,9 2,653 0,409 0,066 -0,147 08:00:00 32 CT: C 20698,3 35850,5 2,263 0,361 0,048 -0,123

07:56:16 Tổng 0,356 0,157 -0,412

Điện áp Điện áp Công suất Công suất Dòng Hệ số Thời STT Pha pha dây tác dụng phản kháng điện (A) cos φ điểm (V) (V) (kW) (kVAr)

21099,8 36545,8 2,428 0,284 0,041 A -0,139 HT:

21551,6 37328,5 2,699 0,402 0,066 B -0,151 07:30:00 33 CT: 20819,8 36060,9 2,312 0,382 0,051 C -0,125

07:26:15 Tổng 0,358 0,161 -0,418

A 21123,2 36586,5 2,364 0,282 0,041 -0,138 HT:

B 21594,7 37403,0 2,795 0,393 0,067 -0,157 07:00:00 34 CT: C 20855,5 36122,7 2,344 0,457 0,058 -0,126

06:56:15 Tổng 0,379 0,167 -0,421

A 20985,7 36348,2 2,605 0,270 0,042 -0,146 HT:

B 21388,2 37045,4 2,783 0,413 0,070 -0,155 06:30:00 35 C 20692,4 35840,2 2,322 0,333 0,044 -0,129 CT:

06:26:12 Tổng 0,357 0,161 -0,433

A 20920,2 36234,8 2,614 0,308 0,050 -0,147 HT:

B 21337,8 36958,1 2,780 0,439 0,073 -0,152 06:00:00 36 CT: C 20669,3 35800,2 2,389 0,387 0,052 -0,129

05:56:11 Tổng 0,380 0,179 -0,430

A 20855,1 36122,1 2,498 0,367 0,055 -0,136 HT:

B 21270,9 36842,3 2,900 0,426 0,074 -0,157 05:30:00 37 CT: C 20622,7 35719,6 2,548 0,460 0,066 -0,132

05:38:30 Tổng 0,419 0,197 -0,426

A 21022,1 36411,3 2,742 0,379 0,061 -0,150 HT:

B 21449,1 37150,8 2,881 0,505 0,087 -0,151 05:00:00 38 CT: C 20770,1 35974,8 2,457 0,439 0,063 -0,131

05:20:29 Tổng 0,445 0,213 -0,435

Điện áp Điện áp Công suất Công suất Dòng Hệ số Thời STT Pha pha dây tác dụng phản kháng điện (A) cos φ điểm (V) (V) (kW) (kVAr)

20758,2 35954,2 2,557 0,360 0,056 A -0,140 HT:

21172,9 36672,5 2,795 0,446 0,073 B -0,150 04:30:00 39 CT: 20543,3 35582,0 2,461 0,426 0,060 C -0,130

04:50:30 Tổng 0,413 0,192 -0,422

A 20712,0 35874,1 2,619 0,326 0,050 -0,144 HT:

B 21114,5 36571,3 2,707 0,418 0,068 -0,147 04:00:00 40 CT: C 20494,6 35497,7 2,406 0,351 0,049 -0,132

04:20:28 Tổng 0,368 0,168 -0,425

A 20685,7 35828,7 2,556 0,311 0,045 -0,142 HT:

B 21067,6 36490,1 2,693 0,415 0,068 -0,145 03:30:00 41 CT: C 20454,4 35428,0 2,340 0,355 0,049 -0,127

03:50:24 Tổng 0,364 0,165 -0,415

A 20651,8 35769,9 2,540 0,327 0,049 -0,141 HT:

B 21044,5 36450,1 2,713 0,402 0,065 -0,148 03:00:00 42 CT: C 20434,8 35394,0 2,443 0,372 0,051 -0,132

03:20:24 Tổng 0,368 0,166 -0,423

A 20682,9 35823,8 2,565 0,324 0,049 -0,142 HT:

B 21079,5 36510,7 2,669 0,414 0,066 -0,144 02:30:00 43 CT: C 20429,9 35385,5 2,394 0,350 0,048 -0,130

02:50:25 Tổng 0,365 0,165 -0,418

A 20653,2 35772,3 2,557 0,357 0,051 -0,140 HT:

B 21031,5 36427,6 2,652 0,422 0,067 -0,143 02:00:00 44 CT: C 20406,1 35344,3 2,420 0,362 0,050 -0,131

02:20:23 Tổng 0,383 0,171 -0,416

Điện áp Điện áp Công suất Công suất Thời Dòng Hệ số STT Pha pha dây tác dụng phản kháng điểm điện (A) cos φ (V) (V) (kW) (kVAr)

20557,3 35606,2 2,529 0,355 0,051 A -0,138 HT:

20974,1 36328,2 2,672 0,421 0,067 B -0,144 01:30:00 45 CT: 20329,1 35210,9 2,428 0,384 0,053 C -0,130

01:50:20 Tổng 0,387 0,173 -0,413

A 20509,7 35523,8 2,599 0,339 0,050 -0,142 HT:

B 20922,3 36238,5 2,740 0,441 0,071 -0,145 01:00:00 46 C 20289,5 35142,4 2,396 0,385 0,051 -0,128 CT:

01:20:19 Tổng 0,391 0,175 -0,417

A 20479,2 35471,0 2,526 0,378 0,055 -0,136 HT:

B 20911,5 36219,7 2,720 0,427 0,069 -0,145 00:30:00 47 CT: C 20274,8 35117,0 2,472 0,415 0,058 -0,130

00:50:21 Tổng 0,408 0,184 -0,412

A 20477,1 35467,4 2,565 0,375 0,056 -0,139 HT:

B 20880,0 36165,1 2,692 0,455 0,071 -0,142 00:00:00 48 CT: C 20250,7 35075,2 2,426 0,406 0,056 -0,128

00:20:18 -0,411 Tổng 0,414 0,183

Bảng 1.5 : Số liệu tổn thất các TBA năm 2019.

Năm 2019

Thương STT Tên TBA Điện nhận ĐTT TLTT phẩm (kWh) (kWh) (%) (kWh)

Đội QLVH ĐZ&TBA Khu vực huyện Huận Châu

1 Cấp nước SHLB xã Nong Lay 122600 115177 7423 6.05

TBA Bản Quây 41140 38654 2486 6.04 2

Năm 2019

Thương STT Tên TBA Điện nhận ĐTT TLTT phẩm (kWh) (kWh) (%) (kWh)

TBA Ngã Ba Muổi Nọi 260040 251772 8268 3.18 3

TBA Hưng Nhân 284880 262110 22770 7.99 4

TBA Noong Lào 120820 107628 13192 10.92 5

TBA Bình Thuận 872200 856847 15353 1.76 6

TBA Bản lầu 124760 111551 13209 10.59 7

TBA Bản Biên 125060 114285 10775 8.62 8

TBA Bản Tăng 88780 85058 3722 4.19 9

TBA Bản Xanh 122385 110635 11750 9.6 10

TBA Ngậm lầu 43215 39627 3588 8.3 11

TBA Bản Pài 39750 36836 2914 7.33 12

TBA Trường Đoàn 240390 231663 8727 3.63 13

TBA Nà Ta 184880 177649 7231 3.91 14

TBA Mô Cổng 35520 34341 1179 3.32 15

TBA Lái Bay 95050 91465 3585 3.77 16

TBA Chiềng Sơ 353280 339613 13667 3.87 17

TBA Nà Lềm 239620 232168 7452 3.11 18

TBA Mường É 260000 247991 12009 4.62 19

TBA Bản Phát 189904 173921 15983 8.42 20

TBA Nà Lầu 102320 95082 7238 7.07 21

TBA Mầu Thái 64080 58945 5135 8.01 22

TBA Tin Tốc 123424 114016 9408 7.62 23

TBA Kéo Sáo 23460 21867 1593 6.79 24

TBA Ta Tú 60720 54821 5899 9.72 25

TBA Bản Nghịu 57640 54256 3384 5.87 26

Năm 2019

Thương STT Tên TBA Điện nhận ĐTT TLTT phẩm (kWh) (kWh) (%) (kWh)

TBA Đài FM Pha đin 466020 461520 4500 0.97 27

TBA Nông Bổng 22430 20998 1432 6.38 28

TBA Thuận châu 1 971840 939249 32591 3.35 29

TBA Thuận châu 2 511200 498711 12489 2.44 30

TBA Thuận châu 3 593200 567355 25845 4.36 31

TBA Thuận Châu 4 138400 134340 4060 2.93 32

TBA Thuận châu 5 547800 527708 20092 3.67 33

TBA Thuận châu 6 926330 916477 9853 1.06 34

TBA Bản Tòng 33670 31855 1815 5.39 35

TBA Nà Há 34280 31630 2650 7.73 36

TBA Púng Tra 225180 207989 17191 7.63 37

TBA Bản Dồm 152240 135437 16803 11.04 38

TBA Loọng Cại 270450 255340 15110 5.59 39

TBA Ba Nhất 323820 306393 17427 5.38 40

TBA Bản Púa 193800 182228 11572 5.97 41

TBA Huổi Tát (C.Pha) 64000 59707 4293 6.71 42

TBA Bản Sai 210640 209762 878 0.42 43

TBA Mô Cổng 2 160820 150831 9989 6.21 44

TBA Bình Thuận 2 220960 216466 4494 2.03 45

TBA Pá Chập 230020 218190 11830 5.14 46

TBA Bản Mòn 200850 186868 13982 6.96 47

TBA Bản Bay 138660 131780 6880 4.96 48

TBA Bản Hỏm 112980 105970 7010 6.2 49

TBA Co Mạ 143430 134582 8848 6.17 50

Năm 2019

Thương STT Tên TBA ĐTT TLTT Điện nhận phẩm (kWh) (%) (kWh) (kWh)

10770 10021 TBA Hua Ty 749 6.95 51

37245 33989 TBA Nông Cốc 3256 8.74 52

48860 46898 TBA Co nhừ 1962 4.02 53

TBA Pha Khuông 185980 172663 13317 7.16 54

TBA UB Co Tòng 140860 133066 7794 5.53 55

TBA Nong Lanh 220320 205348 14972 6.8 56

93740 89242 TBA UB Pá Lông 4498 4.8 57

43584 41307 TBA Noong Vai 2277 5.22 58

54040 48977 TBA Bản Mới 5063 9.37 59

73320 72174 TBA Cửa Gió 1146 1.56 60

26140 23479 TBA Pa Hốc 2661 10.18 61

22680 20446 TBA Tinh Lả 2234 9.85 62

41460 38965 TBA Cá Kê 2495 6.02 63

41420 36944 TBA Nà Lanh 4476 10.81 64

TBA Long hẹ 180580 167523 13057 7.23 65

TBA UB Mường Bám 387000 368151 18849 4.87 66

TBA Nà Làng 116955 107127 9828 8.4 67

TBA Nà La 108220 102961 5259 4.86 68

TBA Pó Mậu 48262 45134 3128 6.48 69

TBA Láo Hả 13200 12535 665 5.04 70

Đèn Đường T1 283560 281323 2237 0.79 71

TBA Đèn Đường T2 458640 443010 15630 3.41 72

TBA Bản Cát 20460 18979 1481 7.24 73

TBA Bản Mỏ 147540 135692 11848 8.03 74

Năm 2019

Thương STT Tên TBA Điện nhận ĐTT TLTT phẩm (kWh) (kWh) (%) (kWh)

TBA Nậm dắt 100000 94844 5156 5.16 75

TBA Tiên Hưng 134020 126604 7416 5.53 76

TBA Pú Cá 164820 159588 5232 3.17 77

TBA Bình Thuận 3 509520 489711 19809 3.89 78

Ủy ban huyện 376740 354896 21844 5.8 79

TBA TĐC Lái Bay 24240 22976 1264 5.21 80

TBA Noong Cạn 26160 24757 1403 5.36 81

TBA Cung Mường 296680 286016 10664 3.59 82

TBA Nong Giẳng 48870 46958 1912 3.91 83

UB Thôm Mòn 453680 440696 12984 2.86 84

Xi Măng 2 377200 354836 22364 5.93 85

Bản Cụ 124500 118665 5835 4.69 86

Bản Hán 60201 57625 2576 4.28 87

Bản Nong Hay 146580 139154 7426 5.07 88

TBA Bản Chùn 26640 25406 1234 4.63 89

TBA: Bắc Cường 2 33240 31425 1815 5.46 90

TBA Bản Sẳng 116960 105819 11141 9.53 91

TBA Bản Pù 65340 62014 3326 5.09 92

TBA Cấp nước Nong Lay 123100 121388 1712 1.39 93

TBA Ngã Ba Nong Vai 5661 5870 209 3.56 94

TBA Nà Tắm 1 19839 20650 811 3.93 95

TBA Nà Tăm 2 22281 23700 1419 5.99 96

TBA Pu Ca 60015 62950 2935 4.66 97

TBA Bản Nhộp 55610 57330 1720 3 98

Năm 2019

Thương STT Tên TBA Điện nhận ĐTT TLTT phẩm (kWh) (kWh) (%) (kWh)

104160 98541 TBA Bản Khem 5619 5.39 99

50670 48606 TBA Bản Líu 2064 4.07 100

9360 8707 TBA Cha Mạy 653 6.98 101

5.11 TBA Bản Dẹ A 107840 102330 5510 102

925 5.01 TBA Bản Cát 2 18480 17555 103

124 0.04 TBA Tiểu Khu 4 342430 342306 104

422 13.04 TBA Nong Chiêng 3235 2813 105

1751 11.07 TBA Bản Long hẹ 15820 14069 106

1196 7.7 TBA Hua Ty A 15530 14334 107

669 8.34 TBA Hua Ty B 8020 7351 108

2.91 TBA Cà Phê 2 433580 420980 12600 109

1.49 TBA Trường Mầm Non 531040 523106 7934 110

5.83 TBA Nhà Văn Hóa 517500 487341 30159 111

4.89 TBA Công an huyện 499280 474882 24398 112

21 0.27 TBA Pá Uổi 7730 7709 113

2905 8.7 TBA Co Mặn 33380 30475 114

5826 23.65 TBA Pha Lao 24630 18804 115

3158 5.52 TBA Lái Lè 57240 54082 116

13 0.07 TBA Huổi Pu 19406 19393 117

0.92 118 TBA Bản Lào (Mường Bám) 197449 195642 1807

818 3.9 TBA Huổi Giếng 20970 20152 119

5141 4.25 TBA Chiềng La 2 120930 115789 120

3059 3.91 TBA Nà Xá 2 78180 75121 121

5866 4.33 TBA Bản Phé 2 135520 129654 122

Năm 2019

Thương STT Tên TBA Điện nhận ĐTT TLTT phẩm (kWh) (kWh) (%) (kWh)

TBA Bản Lào 2 203840 197793 6047 2.97 123

TBA TTGD Lao động 385620 377176 8444 2.19 124

TBA Đèn đường 3 270480 260424 10056 3.72 125

TBA Bản Kính 7467 7068 399 5.34 126

TBA Bản Pá Lý 12960 11795 1165 8.99 127

TBA Hát Khúa A 11340 10361 979 8.63 128

TBA Hưng Nhân 2 220440 212010 8430 3.82 129

TBA Bản Song 42810 39478 3332 7.78 130

TBA Bản Sai 2 90930 84769 6161 6.78 131

TBA Tạng Phát 161900 150975 10925 6.75 132

TBA Huổi Ái 30960 29602 1358 4.39 133

TBA Nà Lọ 212550 201487 11063 5.2 134

TBA Lăng Nọi 109920 104631 5289 4.81 135

Khâu Lay 53710 50895 2815 5.24 136

TBA Bản Lốm Púa 91695 88219 3476 3.79 137

TBA Mầu Xá 24140 22300 1840 7.62 138

TBA Nà Mảnh 7320 6697 623 8.51 139

TBA Thẳm Ổn 10610 10017 593 5.59 140

768 4320 3552 17.78 Xá Nhá 141

4.62 36390 34708 1682 Nà Pa 142

679 8.38 8100 7421 TBA Pá Dúa 143

7535 6.77 111344 103809 TBA Nà Ta 2 144

6202 4.1 TBA Trường Đoàn 2 151260 145058 145

3.75 TBA UB Chiềng Ly 316860 304988 11872 146

Năm 2019

Thương STT Tên TBA Điện nhận ĐTT TLTT phẩm (kWh) (kWh) (%) (kWh)

2643 TBA Hát Lẹ 2900 257 8.86 147

933 TBA Bơm nước Nong Lào 945 12 1.27 148

1637 TBA Pá Sàng (Mường É) 1830 193 10.55 149

TBA Tiểu Khu 9 26880 26106 774 2.88 150

TBA Chiềng Ngàm 1 111320 104801 6519 5.86 151

TBA Huổi Sói 20250 17601 2649 13.08 152

TBA Ngàm Tở 31770 30021 1749 5.51 153

TBA Pá Ỏ 3220 2721 499 15.5 154

TBA Bản Lầm 2 117560 109027 8533 7.26 155

TBA Chiềng Pấc 1 1384960 1347503 37457 2.7 156

TBA Chiềng Pấc 2 448640 427227 21413 4.77 157

TBA Bản Lệnh 334020 306949 27071 8.1 158

TBA Xi Măng 382460 355389 27071 7.08 159

TBA Phiêng Tam 10 186300 180241 6059 3.25 160

TBA Bó Mạ 341520 334971 6549 1.92 161

TBA Liên Minh 86860 82297 4563 5.25 162

TBA Dâu Tằm 125800 123400 2400 1.91 163

TBA Chiềng La 338990 323907 15083 4.45 164

TBA Noong Sản 226120 217520 8600 3.8 165

TBA Noong Ỏ 151628 143461 8167 5.39 166

TBA Bản Bon(B.Phặng) 139860 131320 8540 6.11 167

TBA Bản Tát 120465 110993 9472 7.86 168

TBA Bản Lẩy 119120 108207 10913 9.16 169

TBA Muổi Nọi 272960 250480 22480 8.24 170

Năm 2019

Thương STT Tên TBA Điện nhận ĐTT TLTT phẩm (kWh) (kWh) (%) (kWh)

TBA Nà Xá 162240 153095 9145 5.64 171

TBA Bản Lào 140288 136024 4264 3.04 172

TBA Bản Lè 467440 447450 19990 4.28 173

TBA Bản Phé 124060 118635 5425 4.37 174

TBA Nà Lĩnh 314160 301431 12729 4.05 175

TBA Chiềng Ngàm 2 168530 156603 11927 7.08 176

TBA Pú Pâu 68550 66397 2153 3.14 177

TBA Nà Cưa 114090 109216 4874 4.27 178

TBA Púng Luông 68800 63835 4965 7.22 179

TBA Bản Nưa 102380 92107 10273 10.03 180

TBA Quyết Thắng AB 64500 61817 2683 4.16 181

TBA Kéo Co Muông 2 30270 28797 1473 4.87 182

TBA Bắc Cường 30180 28081 2099 6.95 183

TBA Cà Phê 688920 681676 7244 1.05 184

TBA Phiêng Chanh 57320 54730 2590 4.52 185

TBA Noong Bóng 33060 30824 2236 6.76 186

TBA Bản Mảy 206520 191225 15295 7.41 187

TBA Lả Lốm (Chiềng La) 13400 12605 795 5.93 188

TBA Liên Minh AB 2 179360 175321 4039 2.25 189

TBA Co Quyen 72060 70348 1712 2.38 180

TBA Bản Lệnh 2 274840 255330 19510 7.1 191

TBA Chiềng Pấc 3 725680 695936 29744 4.1 182

TBA Nam Tiến 411680 401477 10203 2.48 193

TBA UB Liệp Tè 109840 100721 9119 8.3 194

Năm 2019

Thương STT Tên TBA Điện nhận ĐTT TLTT phẩm (kWh) (kWh) (%) (kWh)

TBA UB Mường Khiêng 183200 171614 11586 6.32 195

TBA UB Bó Mười 168180 160303 4.68 7877 196

42280 40097 5.16 2183 TBA Huổi Pản 197

32100 29694 7.5 2406 TBA Co Khiết 198

39110 36283 7.23 2827 TBA Co Phương 199

75620 70416 6.88 5204 TBA Huổi Me Sim 200

15860 15020 5.3 840 TBA Khôi Hịa 201

TBA Phắn Cướm 153280 139751 13529 8.83 202

173220 151113 22107 12.76 TBA Sao Và 203

19800 19015 3.96 785 TBA Pá Sang 204

28480 27144 4.69 1336 TBA Huổi Tát (L.Tè) 205

30210 28597 5.34 1613 TBA Bản Hốc 206

8.94 TBA Bản Tứn 129440 117864 11576 207

69225 65711 5.08 3514 TBA Bản Bon(M.Khiêng) 208

90525 82343 9.04 8182 TBA Bản Sát 209

43230 41658 3.64 1572 TBA Tèn Khoang 210

7.83 TBA Nà Sành 166160 153148 13012 211

7.65 TBA Phai Khon 176950 163414 13536 212

5.52 4934 TBA Lót Măn 89415 84481 213

4 2059 TBA Kéo Co Muông 1 51440 49381 214

6.31 9446 TBA Sam Kha 149680 140234 215

6.17 TBA Bản Lầm 189750 178033 11717 216

7.06 6472 TBA Bản Bon(B.Lầm ) 91695 85223 217

5.87 1885 TBA Tèn Bá Hu 32090 30205 218

Năm 2019

Thương STT Tên TBA Điện nhận ĐTT TLTT phẩm (kWh) (kWh) (%) (kWh)

TBA Ít Khiết 52695 4565 7.97 57260 219

TBA Pá Cú 36479 2941 7.46 39420 220

TBA Bản Kia 12371 819 6.21 13190 221

TBA Nà Tòng 15690 1830 10.45 17520 222

TBA Phiêng Bừ 24399 1601 6.16 26000 223

TBA Huổi Phay 14837 1143 7.15 15980 224

TBA Bản Thông 46309 3291 6.64 49600 225

TBA Him Lẹp 31659 2196 6.49 33855 226

TBA Bản Nhốc 53687 3333 5.85 57020 227

TBA Nong Chông 10911 474 4.16 11385 228

TBA Nà Viềng 82200 7140 7.99 89340 229

TBA Nong Bon 288210 263660 24550 8.51 230

TBA Bản Mười 101940 93121 8819 8.65 231

TBA Bản Nam 125610 112367 13243 10.54 232

TBA Bản Nứa 52020 48719 3301 6.35 233

TBA Bản Pợ 61500 58493 3007 4.89 234

TBA Nà Ten 142470 135709 6761 4.75 235

TBA Bon Nghè 231368 231021 347 0.15 236

TBA Phiêng Luông 20866 1574 7.01 22440 237

TBA Bôm Bao Bôm Lầu 9567 803 7.74 10370 238

TBA Nà Lểm 2 29587 1653 5.29 31240 239

TBA Bản Hiên 23116 444 1.88 23560 240

TBA Bản Bon 2 71221 2714 3.67 73935 241

TBA Sam Kha 2 25120 2860 10.22 27980 242

Năm 2019

Thương STT Tên TBA Điện nhận ĐTT TLTT phẩm (kWh) (kWh) (%) (kWh)

243 TBA Huổi Lạnh B 860 857 3 0.35

244 TBA Pá Sàng 1750 1434 316 18.06

245 TBA Huổi Ít 3970 3122 848 21.36

246 TBA Cha Lạy B 2340 2224 116 4.96

247 TBA Cha Lạy A 1805 1751 54 2.99

248 TBA Sềnh Thàng 460 451 9 1.96

TBA Co Dại 27460 26414 1046 249 3.81

212 12.69 250 TBA Hua Lành 1670 1458

251 TBA Huổi Kép 1500 1453 47 3.13

252 TBA Co Nghè B 1700 1645 55 3.24

253 TBA Há Tàu 1210 928 282 23.31

254 TBA Nậm Búa 2660 2091 569 21.39

255 TBA Bôm Kham 8620 8519 101 1.17

256 TBA Nông Cốc A 2630 2329 301 11.44

257 TBA Nông Cốc B 1390 1301 89 6.4

258 TBA Pú Chắn 1630 1434 196 12.02

259 TBA Pá Lầu 1470 1357 113 7.69

260 TBA UB Nậm Lầu 10705 9481 1224 11.43

261 TBA Hạt 108 38680 34319 4361 11.27

262 TBA Nam Tiến 2 107920 103680 4240 3.93

263 TBA Lọng Lót 1540 1351 189 12.27

264 TBA Nà Cát 5240 4731 509 9.71

264 TBA Pá Chập 2 37850 37890 -40 -0.11

266 TBA Pha Khuông 2 39360 38318 1042 2.65

Năm 2019

Thương STT Tên TBA Điện nhận ĐTT TLTT phẩm (kWh) (kWh) (%) (kWh)

TBA Bản Lệnh 3 23570 22132 1438 6.1 267

1605 1572 33 2.06 268 TBA Xa Hòn

13 212 5.78 269 TBA Bản Ban 225

3 142 2.07 270 TBA Cán Tỷ B 145

4 206 1.9 271 TBA Tà Khom 210

8 325 2.4 272 TBA Cán Tỷ A1 333

8 242 3.2 273 TBA Cán Tỷ A2 250

4 306 1.29 274 TBA Pá Púa 310

1477 35363 4.01 275 TBA Tiểu Khu 1 36840

2122 22838 8.5 276 TBA Thuận Châu 8 24960

6052 68 98.89 277 TBA Bản Lào B 6120

3 497 0.6 278 TBA Huổi Lán 500

1.5. Kết Luận chương 1

Từ những phân tích và các bảng số liệu ở trên thấy rằng việc nâng cao chất lượng

điện năng của lưới điện huyện Thuận Châu là hết sức cần thiết, đặc biệt là đảm bảo điện

áp của các lộ đường dây 35 kV đúng với điện áp định mức, để đảm bảo cung cấp điện

cho các nhu cầu phát triển kinh tế – xã hội, phục vụ mục đích chính trị, bảo đảm an ninh

– quốc phòng của huyện. Đồng thời là mục tiêu giảm tổn thất điện năng của Điện lực

Thuận Châu đến năm 2020 thực hiện 8,15% ( theo QĐ số 1708/QĐ –PCSL V/v giao

điều chỉnh kế hoạch sản xuất kinh doanh 5 năm 2016 – 2020).

CHƯƠNG 2: NGHIÊN CỨU CÁC CHỈ TIÊU VÀ GIẢI PHÁP NÂNG CAO

CHẤT LƯỢNG ĐIỆN ÁP CỦA NGUỒN ĐIỆN

2.1. Các chỉ tiêu chất lượng điện áp nguồn cung cấp

Chất lượng điện áp của nguồn điện cung cấp được đánh giá qua hai chỉ tiêu chính

là tần số và điện áp. Trong đó, điện áp mang tính chất cục bộ, còn tần số mang tính hệ

thống. Tần số đạt giá trị định mức khi có sự cân bằng công suất tác dụng phát ra với

công suất tác dụng của phụ tải. Điện áp đạt giá trị định mức khi có sự cân bằng công

suất phản kháng phát ra với công suất phản kháng của phụ tải. Chất lượng điện áp được

đánh giá qua bốn chỉ tiêu.

2.1.1. Độ lệch điện áp

Điện áp đạt giá trị định mức khi công suất phản kháng phát ra cân bằng với công

suất phản kháng của phụ tải. Giá trị điện áp tại một điểm nào đó trong hệ thống điện phụ

thuộc vào khoảng cách từ nguồn đến điểm đó, tình trạng của phụ tải và việc nâng cao

điện áp tại nguồn và các máy biến áp, vì vậy tại một điểm trong hệ thống điện luôn tồn

tại độ lệch điện áp, độ lệch điện áp được biểu thị dưới dạng:

- Độ lệch điện áp tuyệt đối:

Độ lệch điện áp tuyệt đối là độ chênh lệch giữa điện áp thực tế đo tại một điểm

so với giá trị định mức, được xác định như sau:

(2.1) U = U - Uđm [V]

Trong đó:

U: Độ lệch điện áp tại điểm khảo sát, [V]

U: Điện áp thực tế đo được, [V]

Uđm: Điện áp định mức, [V]

Độ lệch điện áp tại một điểm j bất kỳ trên lưới điện còn được xác định như sau:

(2.2)

Trong đó:

Uj : Độ lệch điện áp tuyệt đối tại điểm j, [V]

Un: Độ lệch điện áp tại đầu nguồn, [V]

Ej: Độ gia tăng điện áp tại MBA thứ j từ nguồn đến điểm khảo sát, [V]

∆Uj: Hao tổn điện áp trên đoạn dây thứ j từ nguồn đến điểm khảo sát, [V]

- Độ lệch điện áp tương đối

Độ lệch điện áp tương đối là độ lệch điện áp tuyệt đối tính theo phần trăm so với

giá trị định mức, được xác định:

[%] (2.3)

Trong đó:

Utd: Độ lệch điện áp tương đối tại điểm khảo sát, [%]

U: Điện áp thực tế tại điểm đó, [V]

Udm: Điện áp định mức tại điểm cần xác định độ lệch điện áp, [V]

Chỉ tiêu độ lệch điện áp thỏa mãn khi nằm trong giới hạn cho phép. Mỗi khu vực,

mỗi quốc gia đưa ra các tiêu chuẩn khác nhau về giá trị độ lệch điện áp cho phép. Theo

tiêu chuẩn Việt Nam, tiêu chuẩn độ lệch điện áp cho phép đối với từng loại thụ điện

khác nhau là khác nhau, ở chế độ làm việc bình thường được quy định như sau:

Bảng 2.1: Độ lệch điện áp cho phép ở chế độ làm việc bình thường

STT Hộ tiêu thụ điện Giới hạn dưới V- Giới hạn trên V+

cp

1 Động cơ điện -5 +10

2 Chiếu sáng -2,5 +5

3 Thiết bị điện Công nghiệp -5 +5

4 Thiết bị điện Nông nghiệp -7,5 +7,5

2.1.2. Độ dao động điện áp

Dao động điện áp là sự biến thiên nhanh của điện áp xảy ra trong khoảng thời

gian tương đối ngắn với tốc độ không quá 1% giây, được xác định:

, [%] (2.4)

Umax%, Umin%: Lần lượt là điện áp lớn nhất và điện áp nhỏ nhất tính theo phần

trăm so với giá trị định mức khi xảy ra dao động điện áp, [%]

Độ dao động điện áp cho phép được xác định:

(2.5)

Trong đó:

n: Số lần xảy ra dao động điện áp trong 1 giờ, [lần/h]

∆t: Thời gian trung bình giữa các lần dao động, [phút]

2.1.3. Độ không sin của điện áp

Điện áp và dòng điện 3 pha của nguồn cung cấp biến thiên theo chu kỳ hình sin

với tần số 50Hz. Thực tế, do nhiều nguyên nhân ảnh hưởng đến lưới điện (chủ yếu do

tải) làm méo đường cong điện áp vào tạo nên độ không hình sin.

Giá trị hiệu dụng điện áp không sin được xác định:

(2.6)

Trong đó:

Umeo: giá trị điện áp hiệu dụng không sin, [V]

Uh: giá trị hiệu dụng của thành phần điện áp sóng hài bậc cao, [V]

Thực tế nguồn điện chỉ có sóng bậc 3 có giá trị đáng kể nhất, các thành phần sóng

bậc hài cao có giá trị hiệu dụng gảm dần. Nên người ta chỉ tính đến bậc 13, khi đó giá

trị hiệu dụng điện áp không sin tính gần đúng:

Hệ số không sin kks được xác định:

[%] (2.7)

Trong đó:

U1: Điện áp hiệu dụng thành phần sóng cơ bản, [V]

Hệ số không sin cho phép [kks]= 5 [%]

2.1.4. Độ đối xứng của điện áp

Do sử dụng nhiều thiết bị một pha, tải phân bố không đều dẫn đến sự không đối

xứng giữa các pha làm xuất hiện thành phần thứ tự thuận, thành phần thứ tự nghịch, và

thứ tự không.

Độ không đối xứng của điện áp và dòng điện được biểu diễn thông qua các hệ số

không đối xứng:

Theo dòng điện:

(2.8)

Trong đó:

- kkdxI2, kkdxI0: Lần lượt là hệ số không đối xứng thành phần dòng điện thứ tự

nghịch, thứ tự không.

- I1, I2, I0: Lần lượt là thành phần dòng điện thứ tự thuận, thứ tự nghịch, thứ tự

không, [A]

Theo điện áp:

(2.9)

Trong đó:

- kkdxU2, kkdxU0: Lần lượt là hệ số không đối xứng thành phần điện áp thứ tự nghịch,

thứ tự không.

- U1, U2, U0: Lần lượt là thành phần điện áp thứ tự thuận, thứ tự nghịch, thứ tự

không, [V]

Hệ số không đối xứng tiêu chuẩn [kkdxtc]= 2 ÷ 5 [%]

2.2. Các phương pháp đánh giá chất lượng điện áp

2.2.1. Đánh giá chất lượng điện áp theo độ lệch điện áp

- Đánh giá chất lượng điện áp theo độ lệch giới hạn của điện áp

Để đánh giá chất lượng điện áp tại một điểm chúng ta có thể căn cứ vào độ lệch

điện áp thực tế tại các nút mạng điện, từ đó so sánh với giá trị độ lệch điện áp cho phép

đối với các phụ tải nối vào điểm đánh giá độ lệch điện áp đó.

Hao tổn điện áp tuyệt đối và tương đối trong một đoạn mạng điện được xác định

theo công thức:

(2.10)

(2.11)

(2.12)

(2.13)

Trong đó:

- P, Q: Công suất tác dụng và công suất phản kháng truyền tải trên đoạn mạng

điện;

- U: Điện áp thực tế điểm cuối của mạng điện;

- Uđm: Điện áp định mức của đoạn mạng điện.

Độ lệch điện áp tại đầu vào hộ dùng điện, thường được xác định tại thời điểm

phụ tải cực đại và phụ tải cực tiểu, giá trị của độ lệch điện áp tại một điểm có thể đánh

giá bằng cách đo điện áp tại điểm muốn đánh giá chất lượng, hoặc đo tại nguồn.

Điện áp đo được tại điểm khảo sát được đánh giá theo các bước:

* Xác định được độ lệch giới hạn cho phép theo bảng 2.1;

* Đo giá trị điện áp thực tế tại điểm đó.

Từ số liệu điện áp đo được, ta xác định được điện áp nhỏ nhất Umin (lúc phụ tải

cực đại) và điện áp lớn nhất Umax ( lúc phụ tải cực tiểu).

Theo công thức (2.3) ta xác định được độ lệch điện áp lúc phụ tải cực đại (2) và

lúc phụ tải cực tiểu (1):

Nếu độ lệch điện áp lúc phụ tải cực đại U(2) và lúc phụ tải cực tiểu U(1) nằm trong

giới hạn cho phép thì chất lượng được đảm bảo.

Khi điện áp đo được tại nguồn:

(2.14)

(2.15)

Trong đó:

Ung: Độ lệch tại đầu nguồn;

∆Ui: Hao tổn điện áp trên các đoạn thứ i;

Ej: Độ gia tăng điện áp tại trạm thứ j;

Các số (2), (1) ứng với giá trị khi phụ tải cực đại và cực tiểu. Điện áp được coi là

cp ≤ U ≤ U+

đảm bảo tiêu chuẩn về độ lệch điện áp khi: U-

cp, U+

cp: Độ lệch điện áp cho phép ứng với từng loại phụ tải tại thời điểm

U-

phụ tải cực đại và tại thời điểm phụ tải cực tiểu.

- Đánh giá chất lượng điện áp theo tiêu chuẩn tích phân điện áp

Do số lượng phụ tải lớn nên không thể hạn chế độ lệch điện áp và tiêu chuẩn hóa

Ucp cho mỗi loại phụ tải mà phải đặt ra chỉ tiêu trung bình đối với toàn bộ nhóm thụ

điện do đó chọn Ucp trung bình cho một chu kỳ T, vì vậy để đánh giá chất lượng điện

cần phải xét hàm độ lệch điện áp phụ thuộc vào thời gian U = f(t). Với hàm này ta có

thể xác định được điện áp trung bình sau một chu kỳ xét T nào đó và độ lệch trung bình

bình phương của nó.

Giá trị độ lệch trung bình của điện áp so v ới định mức ở điểm bất kỳ của lưới

điện được xác định theo biểu thức:

(2.16)

Trong đó:

U(t): Sự thay đổi theo thời gian của độ lệch điện áp, [%];

T: chu kỳ khảo sát.

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, nó được xác định theo biểu thức:

(2.17)

Hi: Độ bất định của điện áp tại điểm i sau chu kỳ T

H gọi là tính không nhất quán, hay độ bất định của điện áp hay tiêu chuẩn tích

phân độ lệch điện áp.

Đối với điện áp trong lưới điện hình tia có n điểm thì độ bất định của điện áp là:

(2.18)

(2.19)

Pi: Công suất cực đại của phụ tải thứ i, [kW]

n: Số lượng các điểm xét

- Đánh giá chất lượng điện áp theo mô hình xác suất thống kê

Giả sử độ lệch điện áp trong mạng điện là một đại lượng ngẫu nhiên tuân theo

quy luật hàm phân bố chuẩn, tức là hàm mật độ xác suất có dạng:

(2.20)

Trong đó:

U: Độ lệch điện áp so với định mức

Kỳ vọng toán học của độ lệch điện áp [%]

: Độ lệch trung bình bình phương của độ lệch điện áp, xác định theo phương

sai, [%]

Theo lý thuyết xác suất, độ bất định điện áp xem như đại lượng thứ hai ngẫu

nhiên nên:

(2.21)

(2.22)

Giữa độ lệch trung bình bình phương và độ lệch chuẩn của điện áp có mối quan

hệ:

(2.23)

Udm: Điện áp định mức, [V]

σu xác định theo quy tắc “ba xích ma” dựa vào quan hệ:

(2.24)

𝑈̅: Kỳ vọng toán học của điện áp hay còn gọi là giá trị điện áp trung bình, vì

Umax – Umin = 6σu , nên ta có:

Giá trị điện áp trung bình trong một số trường hợp có thể xác định: (Umin +

Umax)/2.

Từ đây chúng ta có thể xác định được các giá trị σu và Utb một cách đơn giản.

Xác suất chất lượng điện áp là xác suất mà độ lệch điện áp U của điểm nút ta

xét nằm trong giới hạn cho phép.

(2.25)

Trong đó:

F(X): Hàm Laplace, giá trị hàm Laplace được tính sẵn trong các bảng của

lý thuyết xác suất thống kê với chú ý đây là hàm lẻ nên giá trị F(-X) = -F(X). Biết được

xác suất chất lượng pCL có thể dễ dàng xác định được:

+ Thời gian điện năng đảm bảo chất lượng TCL= pCL.T [h]

+ Điện năng đảm bảo chất lượng ACL= pCL.A [kWh]

Trong đó: A là tổng điện năng tiêu thụ trong thời gian xét T, [kWh]

Trong thực tế khi có các dãy số liệu về điện áp có thể xác định các đại lượng Utb,

σu,… theo quy tắc xác suất thống kê.

- Đánh giá chất lượng điện áp theo tương quan giữa công suất và điện áp

P, U tại mỗi nút của lưới điện là một đại lượng ngẫu nhiên, giữa P và U có quan

hệ mật thiết, giả sử f(P,U) hàm mật độ của P, U và hàm phân phối chuẩn xác suất có

dạng:

(2.26)

Xác suất P, U trong giới hạn P1 – P2, U1 – U2, có thể viết:

(2.27)

Nếu P1 tiến đến Pmin, P2 tiến đến Pmax: U1, U2 nằm trong giới hạn: UCPmin - UCPmax

thì xác suất p biểu thị xác suất điện năng có chất lượng:

Tương tự có thể viết biểu thức xác định lượng điện năng đảm bảo chất

lượng:

(2.28)

Với tổng điện năng tiêu thụ:

(2.29)

Điện năng không đảm bảo chất lượng: AKCL= 𝐴𝛴 - ACL

Việc tính toán ACL theo phương pháp trên khá phức tạp, để đơn giản ta có thể sử

dụng phương pháp quy hồi thực nghiệm để xác định gần đúng ACL

Đường quy hồi thực nghiệm viết theo công suất có dạng:

(2.30)

Ptb, Utb: giá trị trung bình của công suất, điện áp

M(P, U): mômen tương quan giữa P và U.

Giả sử điện áp tuân theo quy luật hàm phân bố chuẩn có thể xác định thời gian

chất lượng theo công thức:

(2.31)

Trong đó: F là hàm Laplace ta có thể tra bảng để xác định giá trị của hàm số

Điện năng chất lượng:

(2.32)

Để tăng độ chính xác của phép tính ta có thể chia miền điện áp Ucpmin - Ucpmax ra

thành nhiều khoảng, ở mỗi khoảng xác định giá trị Ptbi và Utbi

2.2.2. Đánh giá độ đối xứng của điện áp

- Phương pháp phân tích các thành phần đối xứng

Bất kỳ một hệ thống ba pha không đối xứng nào cũng có thể phân tích thành 3 hệ

thống vecto đối xứng: thứ tự thuận, thứ tự nghịch, thứ tự không.

Giải hệ phương trình ta được:

Trong đó: a là toán tử quay

Từ đó xác định được hệ số không đối xứng:

(2.33) [%]

Trong lưới điện 3 pha 4 dây để đánh giá độ đối xứng của điện áp ta có thể xác

định hệ số không đối xứng của dòng điện như sau:

Xác định giá trị dòng điện thứ tự thuận, thứ tự nghịch và thứ tự không

Trong đó:

Với

Trường hợp tổng ba vecto dòng điện hoặc điện áp = 0

Giả sử ta có tổng các vecto X1 = X2 = X0 = 0 các thành phần đối xứng xác định

theo các biểu thức thực nghiệm sau:

Với:

Suy ra:

(2.34)

- Đánh giá độ đối xứng theo phương pháp xác suất

Theo phương pháp này người ta xác định tỷ số giữa xác suất của thụ điện 1 pha

đóng vào lưới điện các pha so với xác suất các thụ điện 1 pha đóng đều vào 3 pha.

2.2.3. Đánh giá mức độ hình sin

Có thể dựa vào phương pháp đánh giá tổn thất điện năng của mạng điện ở chế độ

hình sin và không sin để đánh giá mức độ không sin của điện áp.

(2.35)

Trong đó: và là tổn thất điện năng ở chế độ không sin và chế độ hình

sin của điện áp.

Thực tế người ta có thể dùng cơ cấu đo đặc biệt và các vôn mét tự ghi để xác định

các thành phần điện áp cao tần.

2.3. Các biện pháp nâng cao chất lượng điện áp

2.3.1. Các biện pháp chung

Các phương pháp nâng cao chất lượng điện phải được chú ý từ khâu thiết kế đến

quá trình vận hành hệ thống điện, mỗi một phương pháp nâng cao chất lượng điện có

những quy mô khác nhau dẫn đến hiệu quả cũng khác nhau, thực tế có hai nhóm biện

pháp.

- Các biện pháp tổ chức vận hành

Các biện pháp tổ chức vận hành hợp lý không đòi hỏi chi phí lớn nhưng đòi hỏi

những người thực hiện phải hiểu rõ tình trạng làm việc của hệ thống điện, nhóm biện

pháp này gồm:

+ Phân bố lại phụ tải hợp lý

Việc phân bố lại phụ tải hợp lý sẽ làm giảm tình trạng có những thời điểm phụ

tải quá lớn hoặc có những thời điểm phụ tải quá nhỏ hay nói cách khác là biện pháp san

phẳng đồ thị phụ tải, biện pháp này sẽ làm giảm khoảng giới hạn của độ lệch điện áp do

làm thay đổi sự chênh lệch về hao tổn điện áp lúc phụ tải cực đại và lúc phụ tải cực tiểu,

biện pháp này cũng giúp nâng cao hiệu suất sử dụng lưới điện.

+ Chọn sơ đồ cung cấp điện hợp lý

Việc chọn sơ đồ cấp điện hợp lý sẽ dẫn đến giảm các thông số R và X trong lưới

điện do đó sẽ giảm tới mức tối đa hao tổn điện áp dẫn đến giảm độ lệch điện áp tại các

nút của lưới điện.

+ Chọn điện áp đầu vào thụ điện thích hợp với chế độ làm việc của thụ điện

Thông thường MBA 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 thụ điện một cách hợp

lý sẽ làm giảm sự sai khác độ lệch điện áp tại đầu vào các thụ điện này.

+ Điều chỉnh chế độ làm việc của thụ điện một cách hợp lý

Việc điều chỉnh chế độ làm việc của thụ điện một cách hợp lý sẽ kết hợp được

phụ tải phản kháng giữa các hộ dùng điện. Do đó, giảm được hao tổn công suất và hao

tổn điện áp của lưới điện tại các thời điểm khác nhau.

+ Lựa chọn tiết diện dây trung tính hợp lý

Đối với lưới điện có dây trung tính, nếu lựa chọn tiết diện dây trung tính quá nhỏ

sẽ làm tăng hao tổn điện áp trên dây trung tính dẫn đến mất đối xứng trong lưới điện.

+ Phân bố đều phụ tải giữa các pha, tăng cường sử dụng thiết bị điện 3 pha

Biện pháp này làm giảm sự mất đối xứng trong lưới điện.

+ Không vận hành thiết bị non tải

Các thiết bị vận hành non tải làm cho hệ số công suất thấp, tăng công suất phản

kháng làm tăng hao tổn dẫn đến tăng độ lệch điện áp.

- Các biện pháp kỹ thuật

Các biện pháp kỹ thuật bao gồm:

+ Điều chỉnh điện áp

Điều chỉnh điện áp trên lưới điện thực hiện bởi các thiết bị có thể tăng hoặc giảm

điện áp như: thay đổi đầu phân áp của máy biến áp, sử dụng máy biến áp bổ trợ điện áp.

+ Điều hòa công suất phản kháng trong lưới điện

Để thực hiện điều hòa công suất phản kháng trong lưới điện có thể sử dụng các

thiết bị bù công suất phản kháng lắp đặt trên lưới điện như: sử dụng tụ bù, máy bù đồng

bộ.

+ Đối xứng hóa lưới điện

Đối xứng hóa lưới điện là thực hiện lắp đặt các thiết bị đối xứng.

2.3.2 Nâng cao chất lượng điện áp bằng điều chỉnh điện áp

- Khái niệm chung

Nếu điện áp đặt vào phụ tải không hoàn toàn đúng với điện áp định mức của phụ

tải yêu cầu thì một hay nhiều tình trạng làm việc của phụ tải đó cũng trở nên không tốt.

Nói cách khác, độ lệch điện áp càng lớn thì chỉ tiêu kinh tế của các thiết bị dùng điện

càng thấp.

Theo định nghĩa độ lệch điện áp bằng:

[] (2.36)

Độ lệch điện áp tính theo phần trăm so với điện áp định mức bằng:

[] (2.37)

U là điện áp thực tế đặt vào phụ tải [V, kV];

Uđm là điện áp định mức của mạng điện [V, kV];

Độ lệch điện áp sinh ra ở nơi tiêu thụ điện là do bởi hai nguyên nhân: nguyên

nhân phát sinh ở bản thân các hộ dùng điện, và nguyên nhân phát sinh do sự biến đổi về

tình trạng vận hành của hệ thống điện

Xét nguyên nhân phát sinh ở bản thân các hộ dùng điện. Phụ tải của các hộ dùng

điện luôn luôn thay đổi gây nên độ lệch điện áp, vì phụ tải thay đổi khiến công suất

chuyên chở trong mạng điện thay đổi, mức tổn thất công suất và mức độ tổn thất điện

áp trong mạng điện cũng thay đổi, gây ra các độ lệch khác nhau về điện áp. đây là các

biến đổi tự nhiên và chậm. Ví dụ đèn thắp sáng vào ban ngày chỉ bằng 10 - 15% vào

buổi tối, hay là ở các khu công nghiệp lớn, phụ tải ban đêm chỉ bằng 40 - 50% của phụ

tải lớn nhất.

Xét đến nguyên nhân phát sinh do sự biến đổi về tình trạng vận hành của hệ thống

điện. Phương thức vận hành của các nhà máy điện trong hệ thống hoặc một sự thay đổi

nào đó trong cấu trúc lưới cũng khiến cho sự phân bố công suất trong toàn bộ hệ thống

bị thay đổi, do đó mức tổn thất điện áp cũng thay đổi và làm biến đổi luôn cả độ lệch

điện áp ở nơi dùng điện. Ví dụ, các nhà máy thủy điện nếu không có hồ chứa nước thì

mùa nước sẽ vận hành mãn tải, còn tới mùa cạn tất sẽ phải cho dừng bớt một số máy

phát, giảm bớt phần cung cấp cho hệ thống; nhà máy điện nào cũng phải có thời kỳ đại

tu, lúc đó phải cho dừng một số máy. Đặc biệt khi có sự cố trong hệ thống điện gây ra

quá trình quá độ điện từ và có thể làm cho một hoặc một số phần tử ngừng hoạt động

đột ngột. Các biến đổi này xảy ra rất nhanh, đồng thời gây ra các độ lệch điện áp đột

ngột với biên độ khá lớn.

Sự biến đổi điện áp đó dẫn đến hậu quả là:

+ Chất lượng điện năng ở các thiết bị dùng điện không đạt yêu cầu.

Đối với động cơ không đồng bộ, khi điện áp trên cực động cơ bị giảm thấp thì

mômen quay và tốc độ quay sẽ giảm, dòng điện trong stato tăng lên làm tăng phát nóng

trong động cơ, động cơ khó khởi động, thời gian khởi động kéo dài. Khi xét cả máy

công cụ do động cơ truyền động thì ảnh hưởng của điện áp còn liên quan đến phụ tải cơ,

đến hiệu suất công tác của thiết bị.

Đối với thiết bị chiếu sáng thì khi điện áp giảm, quang thông của đèn nung nóng

sẽ giảm, điện áp giảm 5% thì quang thông giảm 10%, dẫn đến giảm năng suất và chất

lượng lao động, không đảm bảo an toàn lao động. Khi điện áp tăng cao, tuổi thọ của đèn

sẽ giảm, điện áp luôn tăng 1% so với điện áp định mức của đèn, tuổi thọ của đèn giảm

15%; Khi điện áp luôn tăng 5%, tuổi thọ giảm một nửa và khi điện áp luôn tăng 10 –

20% bóng đèn sẽ bị cháy. Đối với đèn huỳnh quang, điện áp tăng 10%, tuổi thọ của đèn

giảm từ 20 – 35%. Nếu điện áp giảm, đèn khó khởi động. Khi điện áp giảm trên 20%

đèn không khởi động được.

Đối với các lò điện, sự biến đổi điện áp ảnh hưởng nhiều đến đặc tính kinh tế -

kỹ thuật của các lò điện. Ví dụ khi điện áp ở lò luyện kim giảm từ 10 -15% thì thành

phẩm có thể giảm từ 15 – 20% do hư hỏng và do thời gian bị kéo dài.

+ Ảnh hưởng xấu đến công tác của hệ thống điện.

Điện áp tăng quá cao gây nguy hiểm cho thiết bị hệ thống điện. Ví dụ điện áp

trên đường dây dài trong chế độ không tải, điện áp tăng rất cao gây nguy hiểm cho thiết

bị và quá tải máy phát điện. Điện áp thấp làm giảm ổn định tĩnh của hệ thống tải điện,

giảm khả năng ổn định động và ổn định tổng quát, nếu thấp quá có thể gây mất ổn định

phụ tải.

Đối với máy biến áp, khi điện áp tăng, làm tăng tổn thất không tải, tăng tự cảm

ứng trong lưới điện và có thể dẫn đến nguy hiểm do máy bị phát nóng cục bộ, khi điện

áp tăng cao quá sẽ làm hỏng cách điện. Điện áp giảm sẽ làm giảm lượng công suất phản

kháng do máy phát điện và các thiết bị bù sinh ra. Mức điện áp trong hệ thống điện ảnh

hưởng lớn đến tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong hệ thống điện.

Độ lệch điện áp cao nhất thường xuất hiện trong lúc sự cố: đứt dây, hoặc máy

phát lớn nhất của nhà máy điện bị hỏng phải ngừng hoạt động,…

Trên thực tế không thể nào giữ được điện áp ở phụ tải luôn luôn đúng bằng định

mức, nhưng nếu giữ được với một độ lệch điện áp tương đổi nhỏ thì các phụ tải vẫn giữ

được một chỉ tiêu kinh tế tốt.

2.3.3. Các phương pháp điều chỉnh điện áp

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

PP1. Điều chỉnh điện áp máy phát điện bằng cách điều chỉnh dòng điện kích thích

PP2. Điều chỉnh điện áp đầu ra của máy biến áp tăng áp và của máy biến áp giảm

áp bằng cách đặt đầu phân áp cố định hoặc điều áp dưới tải.

PP3. Điều chỉnh điện áp trên đường dây tải điện bằng máy biến áp điều chỉnh và

máy biến áp bổ trợ.

PP4. Đặt các thiết bị bù ngang có điều chỉnh để thay đổi tổn thất điện áp trên

đường dây, có thể dùng bộ tụ điện, máy bù đồng bộ hoặc động cơ điện đồng bộ có điều

chỉnh kích từ.

PP5. Đặt thiết bị bù dọc trên đường dây để thay đổi điện kháng đường dây nhằm

thay đổi tổn thất điện áp.

Về địa điểm thực hiện điều chỉnh điện áp, có thể ở nhà máy điện, trên mạng điện

khu vực và ở mạng điện địa phương hoặc đặt ngay tại thiết bị dùng điện.

Theo bản chất vật lý, chỉ có hai phương pháp điều chỉnh điện áp, hoặc tăng thêm

nguồn công suất phản kháng (các PP1 và PP4) hoặc phân bố lại công suất phản kháng

trong mạng điện (các PP còn lại), phương pháp sau chỉ có hiệu quả khi hệ thống có đủ

công suất phản kháng. Khi hệ thống điện thiếu công suất phản kháng, phương pháp duy

nhất để điều chỉnh điện áp là tăng thêm các nguồn công suất phản kháng (PP5).

Do sự phức tạp về cấu trúc của hệ thống điện, về chế độ làm việc của phụ tải và

sự phân cấp trong thiết kế, thi công và quản lý vận hành, việc điều chỉnh điện áp một

cách thống nhất trong toàn hệ thống điện là không thể thực hiện được. Nhiệm vụ điều

chỉnh điện áp được phân chia cho từng khu vực của hệ thống điện: Ở nhà máy điện, ở

mạng điện khu vực và mạng điện địa phương. Ở mỗi khu vực việc điều chỉnh điện áp

nhằm đảm bảo các yêu cầu về điện áp ở đầu ra và được tiêu chuẩn hóa. Cụ thể ở nhà

máy điện điều chỉnh điện áp nhằm đảm bảo điện áp đầu vào của mạng điện khu vực

bằng cách điều chỉnh điện áp máy phát phối hợp với sử dụng đúng đầu phân áp của máy

biến áp tăng áp. Điều chỉnh điện áp ở mạng điện khu vực phải đảm bảo điện áp đầu ra

của các trạm biến áp khu vực đã được quy định. Của mạng điện địa phương (mạng điện

phân phối) trực tiếp cung cấp điện năng cho các hộ tiêu thụ, nên việc điều chỉnh điện áp

ở đây rất quan trọng và là nhiệm vụ chính để đảm bảo chất lượng điện áp nói chung.

Để có thể điều chỉnh tốt điện áp, quá trình điều chỉnh được chia theo thời gian

thành ba đoạn, mà hệ thống điều chỉnh điện áp của điện lực pháp thực hiện có hiệu quả

là: điều chỉnh sơ cấp, điều chỉnh thứ cấp và điều chỉnh cấp ba.

- Điều chỉnh sơ cấp

Điều chỉnh sơ cấp là quá trình đáp ứng nhanh và tức thời các biến đổi nhanh và

ngẫu nhiên điện áp của thiết bị điều chỉnh điện áp máy phát và các máy bù tĩnh. Điều

chỉnh sơ cấp thực hiện tự động trong thời gian vài chục phần trăm giây. Điều chỉnh sơ

cấp nhằm mục đích giữ điện áp lưới điện ở mức an toàn, tránh nguy cơ suy áp trong chế

độ vận hành bình thường và nhất là khi sự cố.

- Điều chỉnh thứ cấp

Điều chỉnh thứ cấp để đối phó với các biến đổi chậm của điện áp. Điều chỉnh thứ

cấp hiệu chỉnh lại các giá trị điện áp chỉnh định của các thiết bị điều chỉnh sơ cấp trong

miền nó phụ trách và điều chỉnh các tụ bù, các kháng điện và các máy biến áp điều áp

dưới tải trong từng miền. Quá trình này kết thúc trong vòng 3 phút.

Hệ thống điện được chia thành từng miền tương đối độc lập về phương diện biến

động điện áp, các miền có khả năng tự thỏa mãn yêu cầu công suất phản kháng. Mức

điện áp trong mỗi miền được điều chỉnh bằng một hệ thống điều chỉnh thứ cấp riêng. Hệ

thống này tác động nhanh và có phối hợp với các nguồn công suất phản kháng trong

miền. Hoạt động của hệ thống dựa trên sự theo dõi và điều chỉnh điện áp tại một điểm

đặc biệt của miền gọi là điểm quan sát (hay gọi là điểm hoa tiêu). Thiết bị điều chỉnh

đặt ở điều độ miền nhận giá trị điện áp đo tại điểm quan sát (cứ 10 giây đo một lần) và

so sánh với giá trị chỉnh định của điểm này đã được tính trước (là giá trị điện áp cần

được giữ vững tại điểm quan sát), nếu có sai khác thì đưa ra lệnh điều khiển đến các

nguồn công suất phản kháng và máy biến áp điều áp dưới tải ở trong miền. Lệnh này có

thể là tăng thêm công suất phản kháng phát ra, cũng có thể là tiêu thụ công suất phản

kháng thừa.

Sự phân chia thành miền làm cho quá trình điều chỉnh nhanh và đáp ứng được

các yêu cầu cục bộ. Tuy nhiên, chia hệ thống điện thành các miền độc lập không phải

dễ, các miền vẫn có ảnh hưởng và phụ thuộc lẫn nhau, cho nên hệ thống điều khiển phối

hợp với mức độ tự động hóa cao, ngày nay đã được phát triển và áp dụng để giải quyết

vấn đề này.

Gần đây các máy vi tính được sử dụng trong điều chỉnh các bộ tụ bù theo sát yêu

cầu của phụ tải.

- Điều chỉnh cấp 3

Điều chỉnh cấp 3 để điều hòa mức điện áp giữa các miền điều chỉnh thứ cấp, với

mục đích tối ưu hóa mức điện áp của hệ thống điện theo tiêu chuẩn kinh tế và an toàn.

Quá trình này có thể thực hiện bằng tay hay tự động. Thực hiện nhiệm vụ này do hệ

thống điều độ trung tâm đảm nhiệm.

Điều chỉnh điện áp miền có thể là điều chỉnh tập trung tại các trung tâm cung cấp

điện (các trạm biến áp khu vực), và cũng có thể là điều chỉnh cục bộ trực tiếp tại các hộ

tiêu thụ.

Tùy theo đặc điểm thay đổi của phụ tải, các phương thức điều chỉnh điện áp lại

có thể chia ra theo các dạng sau. Ví dụ, phương thức điều chỉnh điện áp tập trung lại

chia ra ba dạng điều chỉnh: ổn định điện áp, điều chỉnh hai bậc điện áp, điều chỉnh đối

ứng điện áp.

Để độ lệch điện áp không ra khỏi miền giá trị cho phép, cần phải điều chỉnh điện

áp, ví dụ điều chỉnh điện áp theo sự thay đổi dòng điện phụ tải.

Phụ tải biến đổi không chỉ trong ngày đêm mà còn thay đổi trong suốt năm. tùy

theo vĩ độ của mỗi nước cách xa đường xích đạo, phụ tải lớn nhất trong năm là vào thu

đông và nhỏ nhất là vào mùa hè. Vậy điều chỉnh đối ứng bao gồm việc thay đổi điện áp

theo phụ tải không chỉ ngày đêm mà còn theo mùa trong năm. Như vậy cần phải giữ

điện áp tại thanh cái nhà máy điện và trạm biến áp cao hơn trong thời gian có phụ tải

cao nhất và hạ thấp đến điện áp định mức trong thời gian phụ tải thấp nhất.

2.3.4. Các thiết bị điều chỉnh điện áp

Các thiết bị sử dụng để điều chỉnh điện áp gồm có:

- Đầu phân thế của máy biến áp

- Máy biến áp điều áp dưới tải

- Máy biến áp bổ trợ và máy biến áp điều chỉnh đường dây

- Máy bù đồng bộ

- Bộ tụ điện điều chỉnh

- Động cơ đồng bộ có điều chỉnh kích từ

2.3.5. Các biện pháp nâng cao chất lượng điện áp

- Biện pháp thay đổi tổng trở đường dây

Điện áp hộ tiêu thụ điện phụ thuộc vào độ sụt áp trong mạng điện, và độ sụt áp

này lại phụ thuộc vào tổng trở đường dây. Ví dụ thành phần dọc trục của vecto điện áp

giáng trên đường dây như sau:

(2.38)

, Trong đó: U2 là công suất hữu công và vô công và điện áp tại cuối

đường dây;

r12, x12: thành phần điện trở tác dụng và phản kháng của đường dây phụ thuộc

vào tiết diện dây dẫn và chiều dài đường dây.

Trong mạng điện phân phối, điện trở lớn hơn điện kháng, 𝑟0 > 𝑥0.

Trong biểu thức 2.38, thành phần sẽ lớn hơn thành phần .

Khi thay đổi tiết diện dây dẫn trong mạng phân phối, thì 𝑟12 thay đổi, làm thay

đổi tổn thất diện áp U12 và thay đổi điện áp tại hộ tiêu thụ. Vì vậy trong các mạng

điện này thường được lựa chọn dây dẫn theo tổn thất điện áp cho phép.

Trong mạng điện cung cấp thì ngược lại, 𝑥0 > 𝑟0, tổn thất U12 chủ yếu là do

điện kháng của đường dây, mà điện kháng đường dây phụ thuộc rất ít vào tiết diện. Chọn

tiết diện dây dẫn trong mạng điện cung cấp theo điều kiện tổn thất điện áp cho phép là

không hợp lý và kinh tế. Vậy ta có thể thay đổi tiết điện kháng của đường dây để điều

chỉnh điện áp. Để thay đổi điện kháng của đường dây, ta mắc nối tiếp vào đường dây

các tụ điện.

- Biện pháp thay đổi dòng công suất phản kháng

+ Khái niệm

Phần lớn các thiết bị dùng điện đều tiêu thụ công suất tác dụng P và công suất

phản kháng Q. Những thiết bị tiêu thụ nhiều công suất phản kháng là:

* Động cơ không đồng bộ, chúng tiêu thụ khoảng 60 – 65% tổng công suất phản

kháng của mạng;

* Máy biến áp tiêu thụ khoảng 20-25%;

* Đường dây trên không, điện kháng và các thiết bị điện khác,… tiêu thụ khoảng

10%.

Như vậy động cơ không đồng bộ và máy biến áp là hai loại máy điện tiêu thụ

nhiều công suất phản kháng nhất. Công suất tác dụng P là công suất được biến thành cơ

năng hoặc nhiệt năng trong các máy dùng điện; còn công suất phản kháng Q là công

suất từ hóa trong các máy điện xoay chiều, nó không sinh ra công. Qúa trình trao đổi

công suất phản kháng giữa máy phát điện và hộ dùng điện là một quá trình dao động.

Mỗi chu kỳ của dòng điện, Q đổi chiều bốn lần, giá trị trung bình của Q trong cả chu kỳ

của dòng điện bằng không. Cho nên việc tạo ra công suất phản kháng không đòi hỏi tiêu

tốn năng lượng của động cơ sơ cấp quay máy phát điện. Mặt khác công suất phản kháng

cung cấp cho hộ dùng điện không nhất thiết phải lấy từ nguồn (máy phát điện). Vì vậy

để tránh truyền tải một lượng Q khá lớn trên đường dây, người ta đặt gần các hộ dùng

điện các máy sinh ra Q (tụ điện, máy bù đồng bộ) để cung cấp trực tiếp cho phụ tải, làm

như vậy được gọi là bù công suất phản kháng. Khi có bù công suất phản kháng thì góc

lệch pha giữa dòng điện và điện áp trong mạch sẽ nhỏ đi, do đó hệ số công suất cos𝜑

của mạng được nâng cao, giữa P, Q và góc 𝜑 có quan hệ sau:

(2.39)

Khi lượng P không đổi, nhờ có bù công suất phản kháng, lượng Q truyền tải trên

đường dây giảm xuống, do đó góc 𝜑 giảm, kết quả là cos 𝜑 tăng lên.

+ Các nguồn công suất phản kháng:

* Động cơ đồng bộ

Động cơ đồng bộ được sử dụng nhiều trong lĩnh vực công nghiệp. Chúng được

sử dụng để truyền động trong các cơ cấu làm việc với chế độ dài hạn như bơm, quạt,

máy nén khí, băng truyền,…Trong các nhà máy có cosφ > 0,9 thì các động cơ đồng bộ

bị loại ra và có thể sử dụng để làm nguồn công suất phản kháng. So với động cơ không

đồng bộ thì giá thành rất cao, song nó có nhiều ưu điểm: Tốc độ quay không phụ thuộc

vào tải nên có tác dụng nâng cao năng suất và chất lượng sản phẩm; Mômen quay phụ

thuộc tuyến tính vào điện áp; Có thể làm việc ở tốc độ thấp mà không cần bộ biến đổi,

Hiệu suất sử dụng cao,…Đặc biệt động cơ đồng bộ có thể tiêu thụ hoặc phát công suất

phản kháng trên lưới tùy thuộc vào chế độ kích từ của nó, cho nên nó làm tăng chế độ

ổn định cho lưới.

Khả năng kỹ thuật có thể sử dụng động cơ đồng bộ làm phần tử bù giới hạn bởi

công suất phản kháng cực đại mà nó có thể sản sinh ra mà không làm quá nhiệt cách

điện cuộn dây và lõi sắt. Công suất đó được gọi là công suất phản kháng sản sinh của

động cơ.

* Máy phát điện đồng bộ

Máy phát điện đồng bộ là nguồn công suất chủ yếu của công suất phản kháng.

Nguồn tạo ra công suất phản kháng chính trong lưới điện là các máy phát trong

các nhà máy sản xuất điện năng và các máy bù đồng bộ. Công suất phản kháng sinh ra

trong chúng điều hòa tổn hao công suất phản kháng trên mạng và cung cấp cho tải. Theo

các tiêu chuẩn về kinh tế, kỹ thuật thì việc vận chuyển công suất phản kháng từ các máy

phát tới tận nơi tiêu thụ là không kinh tế. Tổn hao do việc phát công suất phản kháng

trong máy không lớn song tổn hao trên lưới do truyền công suất phản kháng lại rất lớn,

mặt khác còn làm giảm khả năng truyền tải công suất tác dụng trên lưới. Vì vậy công

suất tối ưu phát từ máy phát cần được tính toán kỹ thuật để đạt được các chỉ tiêu kinh

tế, kỹ thuật. Phần công suất phản kháng còn lại cần để cung cấp cho tải được tạo ra từ

các thiết bị bù.

* Tụ bù

Khi khoa học ngày càng phát triển thì việc sử dụng tụ bù là rất phổ biến và chiếm

phần lớn so với việc dùng động cơ đồng bộ bởi nó có những ưu điểm sau: Tổn hao công

suất tác dụng trong tụ nhỏ hơn nhiều lần so với thiết bị khác. Cho phép đặt ở các vị trí

khác nhau và gam công suất của chúng rộng có thể từ 10kVA ÷ 25MVAr hoặc lớn hơn.

Cho phép tăng dần công suất của tụ bằng cách nối thêm các cụm mới theo yêu cầu tăng

tiêu thụ công suất phản kháng trên lưới. Tụ điện có độ tin cậy cao hơn và đơn giản hơn

trong vận hành vì tụ không có phần động và bộ phận kích từ. Vốn đầu tư ban đầu nhỏ,

giá thành riêng không phụ thuộc vào công suất mà chỉ phụ thuộc vào điện áp. Tụ điện

cải thiện được hình dáng đường cong điện áp.

Do các ưu điểm trên, tụ điện được sử dụng nhiều hơn và trong điều kiện khoa

học kỹ thuật như ngày nay khi mà các hộ tiêu thụ công suất phản kháng ngày càng phát

triển thì không thể không dùng tụ bù.

Ngoài những ưu điểm kể trên tụ cũng có những nhược điểm: Chỉ sản sinh ra công

suất phản kháng. Tuổi thọ của tụ thấp (8÷10 năm) và không phục hồi lại được. Công

suất phát của tụ tỷ lệ với bình phương điện áp, cho nên khi U giảm thì công suất phản

kháng phát ra giảm, đặc biết nếu U giảm quá giới hạn sẽ gây ra hiện tượng thác sụt áp.

Khi cần phát công suất lớn thì tụ phải có kích thước lớn.

* Máy bù bán dẫn có điều khiển Thyristor

Gần đây máy bù Thyristor đã được chế tạo, nó là một cầu dọc ba pha dùng

Thyristor kết hợp với cuộn kháng có điện trở phản kháng nhỏ. Ưu điểm cơ bản của loại

này là tác động nhanh. Nó có thể dùng kết hợp với các phương tiện bù khác.

Nhược điểm của máy bù Thyristor là giá thành cao, tổn hao công suất lớn (gấp

2÷2,5 lần so với tụ) vì thế máy bù Thyristor chỉ dùng để điều chỉnh điện áp, hạn chế các

dao động điện áp trong mạng điện công nghiệp, nơi có những thay đổi nhanh của tải.

2.4. Kết luận chương 2:

Sau khi nghiên cứu, tìm hiểu các chỉ tiêu chất lượng điện áp nguồn cung cấp, các

phương pháp đánh giá chất lượng điện áp và phân tích các ưu, nhược điểm các biện pháp

nâng cao chất lượng điện áp của nguồn điện cung cấp. Có thể, nhận thấy việc nâng cao

chất lượng điện áp bằng sử dụng tụ bù như là một nguồn phát công suất phản kháng trên

lưới, mang lại một hiệu quả kinh tế lớn hơn so với các nguồn công suất phản kháng

khác.

CHƯƠNG 3: NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG

CHO TBA 560 kVA

3.1. Ý nghĩa thực tiễn của hệ số công suất

3.1.1. Giảm giá thành tiền điện

- Nâng cao hệ số công suất đem lại những ưu điểm về kỹ thuật và kinh tế, nhất là

giảm tiền điện.

- Trong giai đoạn sử dụng điện có giới hạn theo qui định. Việc tiêu thụ năng

lượng phản kháng vượt quá 40% năng lượng tác dụng (tgφ > 0,4: đây là giá trị thoả

thuận với công ty cung cấp điện) thì người sử dụng năng lượng phản kháng phải trả tiền

hàng tháng theo giá hiện hành.

- Do đó, tổng năng lượng phản kháng được tính tiền cho thời gian sử dụng sẽ là:

kVAr ( phải trả tiền ) = kWh ( tgφ – 0,4)

3.1.2. Tối ưu hoá kinh tế - kỹ thuật

- Cải thiện hệ số công suất cho phép người sử dụng máy biến áp, thiết bị đóng

cắt và cáp nhỏ hơn,… đồng thời giảm tổn thất điện năng và sụt áp trong mạng điện.

- Hệ số công suất cao cho phép tối ưu hoá các phần tử cung cấp điện. Khi ấy các

thiết bị điện không cần định mức dư thừa. Tuy nhiên, để đạt được kết quả tốt nhất, cần

đặt tụ cạnh cạnh từng phần tử của thiết bị tiêu thụ công suất phản kháng.

- Để cải thiện hệ số công suất của mạng điện, cần một bộ tụ điện làm nguồn phát

công suất phản kháng. Cách giải quyết này được gọi là bù công suất phản kháng.

-Tải mang tính cảm có hệ số công suất thấp sẽ nhận thành phần dòng điện phản

kháng từ máy phát đưa đến qua hệ thống truyền tải phân phối. Do đó, kéo theo tổn thất

công suất và hiện tượng sụt áp.

- Khi mắc các tụ song song với tải, dòng điện có tính dung của tụ sẽ có cùng

đường đi như thành phần cảm kháng của dòng tải. vì vậy hai dòng điện này sẽ triệt tiêu

lẫn nhau IC = IL. Như vậy không còn tồn tại dòng phản kháng qua phần lưới phía trước

vị trí đặt tụ.

- Đặc biệt, nên tránh định mức động cơ quá lớn cũng như chế độ chạy không tải

của động cơ. Lúc này hệ số công suất của động cơ rất nhỏ (0,17) do lượng công suất tác

dụng tiêu thụ ở chế độ không tải rất nhỏ.

3.2. Các biện pháp để nâng cao hệ số cosφ

Các biện pháp nâng cao hệ số công suất cos𝜑 được chia làm hai nhóm chính:

Nhóm các biện pháp nâng cao hệ số cos𝜑 tự nhiên (không dùng thiết bị bù) và nhóm

các biện pháp nâng cao hệ số công suất cos𝜑 bằng cách bù công suất phản kháng

3.2.1. Nâng cao hệ số công suất cos𝝋 tự nhiên

Nâng cao hệ số công suất cos𝜑 tự nhiên là tìm các biện pháp để các hộ dùng

điện giảm bớt được lượng công suất phản kháng Q tiêu thụ như: Áp dụng các quá trình

công nghệ tiên tiến, sử dụng hợp lý các thiết bị điện,…

Như vậy nâng cao hệ số cos𝜑 tự nhiên rất có lợi vì đưa lại hiệu quả kinh tế mà

không phải đặt thêm thiết bị bù. Vì thế, khi xét đến vấn đề nâng cao hệ số công suất

cos𝜑 bao giờ cũng phải xét tới các biện pháp nâng cao hệ số cos𝜑 tự nhiên trước tiên,

sau đó mới xét tới các biện pháp bù công suất phản kháng.

- Thay đổi và cải tiến quy trình công nghệ để các thiết bị điện làm việc ở chế độ

hợp lý nhất.

Căn cứ vào điều kiện cụ thể sắp xếp quy trình công nghệ một cách hợp lý nhất.

Việc giảm bớt những động tác, những nguyên công thừa và áp dụng các phương pháp

gia công tiên tiến,…đều đưa tới hiệu quả tiết kiệm điện, giảm bớt điện năng tiêu thụ cho

một sản phẩm.

- Thay thế động cơ không đồng bộ làm việc non tải bằng động cơ có công suất

nhỏ hơn.

Khi làm việc động cơ không đồng bộ tiêu thụ lượng công suất phản kháng lớn.

Khi thay thế động cơ làm việc non tải bằng động cơ có công suất nhỏ hơn ta sẽ tăng

được hệ số phụ tải kpt, do đó nâng cao được cos𝜑 của động cơ. Điều kiện kỹ thuật cho

phép thay thế động cơ là: Việc thay thế phải đảm bảo nhiệt độ động cơ nhỏ hơn nhiệt độ

cho phép, đảm bảo điều kiện mở máy và làm việc ổn định của động cơ.

- Giảm điện áp của những động cơ làm việc non tải

Biện pháp này được dùng khi không có điều kiện thay thế động cơ làm việc non

tải bằng động cơ có công suất nhỏ hơn. Trong thực tế người ta thường dùng các biện

pháp sau đây để giảm điện áp đặt lên các động cơ không đồng bộ làm việc non tải:

+ Đổi nối dây quấn stato từ tam giác sang sao;

+ Thay đổi cách phân nhóm của dây quấn stato;

+ Thay đổi đầu phân áp của máy biến áp để hạ thấp điện áp của mạng phân xưởng.

- Hạn chế động cơ chạy không tải.

Các máy công cụ, trong quá trình gia công thường nhiều lúc tải chạy không tải,

chẳng hạn như khi chuyển từ động tác gia công này sang động tác gia công khác, khi

chạy lùi dao hoặc rà máy,…Cũng có thể do thao tác của công nhân không hợp lý mà

nhiều lúc máy phải chạy không tải. Nhiều thống kê cho thấy rằng đối với máy công cụ,

thời gian chạy không tải chiểm khoảng 35 ÷ 65% toàn bộ thời gian làm việc. Chúng ta

đã biết khi động cơ chạy non tải thì cos𝜑 của nó rất thấp. Vì thế hạn chế động cơ chạy

không tải là một trong những biện pháp tốt để nâng cao cos𝜑 của động cơ.

- Dùng động cơ đồng bộ thay thế động cơ không đồng bộ

Ở những máy sản xuất có công suất tương đối lớn và không yêu cầu điều chỉnh

tốc độ như máy bơm, máy quạt, máy nén khí,…ta nên dùng động cơ đồng bộ. Vì động

cơ đồng bộ có những ưu điểm rõ rệt sau đây đối với động cơ không đồng bộ: Hệ số công

suất cao, khi cần có thể làm cho việc ở chế độ quá kích từ để trở thành một máy bù cung

cấp thêm công suất phản kháng cho mạng; Momen quay tỷ lệ bậc nhất với điện áp của

mạng, vì vậy ít phụ thuộc vào sự dao động của điện áp. Khi tần số của nguồn không đổi,

tốc độ quay của động cơ không phụ thuộc vào phụ tải, do đó năng suất làm việc của máy

cao.

Khuyết điểm của động cơ đồng bộ là cấu tạo phức tạp, giá thành đắt. Chính vì

vậy động cơ đồng bộ mới chỉ chiếm khoảng 20% tổng số động cơ dùng trong công

nghiệp. Ngày nay nhờ đã chế tạo được những động cơ tự kích từ giá thành hạ và có dải

công suất tương đối rộng nên người ta có xu hướng sử dụng ngày càng nhiều động cơ

đồng bộ.

- Nâng cao chất lượng sửa chữa động cơ

Do chất lượng sửa chữa động cơ không tốt nên sau khi sửa chữa các tính năng

của động cơ thường kém trước: Tổn thất trong động cơ tăng lên, cos𝜑 giảm,…Vì thế

cần chú trọng đến khâu nâng cao chất lượng sửa chữa động cơ góp phần giải quyết vấn

đề cải thiện hệ số cos𝜑 của xí nghiệp

- Thay thế những máy biến áp làm việc non tải bằng những máy biến áp có dung

lượng nhỏ hơn.

Máy biến áp là một trong những máy điện tiêu thụ nhiều công suất phản kháng

(sau động cơ không đồng bộ). Vì vậy, nếu trong tương lai tương đối dài mà hệ số phụ

tải của máy biến áp không có khả năng vượt quá 0,3 thì nên thay nó bằng máy có dung

lượng nhỏ hơn. Đứng về mặt vận hành mà xét thì trong thời gian phụ tải nhỏ (ca 3) nên

cắt bớt các máy biến áp non tải, biện pháp này cũng có tác dụng lớn để nâng cao hệ số

cos𝜑 tự nhiên của xí nghiệp.

3.2.2. Dùng phương pháp bù công suất phản kháng để nâng cao hệ số công suất cosφ

- Vị trí đặt thiết bị bù

Sau khi tính dung lượng bù và chọn loại thiết bị bù thì vấn đề quan trọng là bố trí

thiết bị bù vào trong mạng sao cho đạt hiệu quả kinh tế nhất. Thiết bị bù có thể được đặt

ở phía điện áp cao (lớn hơn 1000V) hoặc ở phía điện áp thấp (nhỏ hơn 1000V), nguyên

tắc bố trí thiết bị bù là làm sao đạt được chi phí tính toán nhỏ nhất.

Tụ điện có thể được đặt ở mạng điện áp cao hoặc ở mạng điện áp thấp.

+ Tụ điện điện áp cao (6 – 15 kV) được đặt tập trung ở thanh cái của trạm biến áp

trung gian, hoặc trạm phân phối. Nhờ đặt tập trung nên việc theo dõi vận hành các tụ

điện dễ dàng và có khả năng thực hiện việc tự động hóa điều chỉnh dung lượng bù. Bù

tập trung ở mạng điện áp cao còn có ưu điểm nữa là tận dụng được hết khả năng của tụ

điện, nói chung các tụ điện vận hành liên tục nên chúng phát ra công suất bù tối đa.

Nhược điểm của phương pháp này là không bù được công suất phản kháng ở mạng điện

áp thấp, do đó không có tác dụng giảm tổn thất điện áp và công suất ở mạng điện áp

thấp.

+ Tụ điện áp thấp (0.4kV) được đặt theo ba cách: Đặt tập trung ở thanh cái phía

điện áp thấp của trạm biến áp phân xưởng, đặt thành nhóm ở tủ phân phối động lực, và

đặt phân tán ở từng thiết bị dùng điện.

Đứng về mặt giảm tổn thất điện năng mà xét thì việc đặt phân tán các tụ bù ở

từng thiết bị điện có lợi hơn cả. Song với cách đặt này khi thiết bị điện nghỉ thì tụ điện

cũng nghỉ theo, do đó hiệu suất sử dụng không cao. Phương án này chỉ được dùng để bù

cho những động cơ không đồng bộ có công suất lớn.

Phương án đặt tụ điện thành nhóm ở tủ phân phối động lực hoặc đường dây chính

trong phân xưởng được dùng nhiều hơn vì hiệu suất sử dụng cao, giảm được tổn thất cả

trong mạng điện áp cao lẫn mạng điện áp thấp. Với các tụ được đặt thành từng nhóm

nhỏ (khoảng 30 – 100kVAr) nên chúng không chiếm diện tích lớn, hoặc trên xà nhà các

phân xưởng. Nhược điểm của phương pháp này là các nhóm tụ điện nằm phân tán khiến

việc theo dõi chúng trong khi vận hành không thuận tiện và khó thực hiện việc tự động

điều chỉnh dung lượng bù.

Phương án đặt tụ tập trung ở thanh cái điện áp thấp của trạm biến áp phân xưởng

được dùng trong trường hợp dung lượng bù khá lớn hoặc khi có yêu cầu tự động điều

chỉnh dung lượng bù để ổn định điện áp của mạng. Nhược điểm của phương pháp này

là không giảm được tổn thất trong mạng phân xưởng.

Trong thực tế tùy tình hình cụ thể mà phối hợp cả ba phương án đặt tụ điện kể

trên.

- Lựa chọn công suất của tụ điện

Tụ điện chủ yếu được chọn theo điện áp định mức. Số lượng tụ điện tùy thuộc

vào dung lượng bù. Dung lượng do tụ điện sinh ra được tính theo biểu thức:

[kVAr] (3.1)

Trong đó:

U là điện áp đặt lên cực của tụ điện, [kV]

C là điện dung của tụ điện, [F]

Vì công suất phản kháng do tụ điện sinh ra tỷ lệ với bình phương của điện áp đặt

lên điện cực của nó, nên chúng ta cần cho tụ điện làm việc đúng điện áp định mức để

tận dụng hiệu suất của nó.

Tụ điện điện áp thấp thường được chế tạo thành tụ ba pha, ba phần tử của nó

được nối thành hình tam giác. Tụ điện điện áp cao thường được chế tạo thành tụ một

pha, chúng được ghép lại theo hình tam giác, có cầu chì bảo vệ riêng cho từng pha.

- Lựa chọn phương pháp điều khiển dung lượng của tụ điện

Như chúng ta đã biết hệ thống bù mang lại hiệu quả rất cao trong việc giảm tổn

thất điện áp, nâng cao chất lượng điện năng trong hệ thống.

Tuy nhiên không phải lúc nào nó cũng đem lại hiệu quả, ngược lại nó có thể gây

ra sự mất ổn định trong hệ thống. Như khi điện áp trên lưới gần định mức lúc đó đưa

toàn bộ dung lượng bù vào lưới không những không hiệu quả mà nó lại làm tăng cao

điện áp gây hiện tượng quá điện áp cho các thiết bị dùng điện. Chính vì vậy đòi hỏi phải

tự động đưa dung lượng bù vào lưới tùy thuộc vào điện áp trên đường dây.

Việc điều chỉnh dung lượng bù của tụ điện được thực hiện bằng tay hoặc tự động.

Việc điều chỉnh tự động dung lượng bù của tụ điện thường chỉ được đặt ra trong

trường hợp bù tập trung với dung lượng lớn. Có bốn cách tự động điều chỉnh dung lượng

như sau:

+ Điều chỉnh dung lượng bù của tụ điện theo điện áp

Hiện nay tự động điều chỉnh dung lượng bù theo nguyên tắc điện áp và thời gian

hay được dùng hơn cả bởi hiệu quả của nó mang lại.

Căn cứ vào điện áp trên thanh cái của trạm biến áp để tiến hành điều chỉnh tự

động dung lượng bù. Nếu điện áp của mạng sụt xuống dưới định mức, có nghĩa là mạng

thiếu công suất phản kháng, thì cần phải đóng thêm tụ điện vào làm việc. Ngược lại, khi

điện áp quá giá trị định mức thì cần phải cắt bớt tụ điện, vì lúc này mạng thừa công suất

phản kháng. Phương pháp điều chỉnh tự động dung lượng bù theo điện áp và giải quyết

được yêu cầu bù công suất phản kháng, nâng cao hệ số công suất cosφ vừa có tác dụng

ổn định điện áp nên được dùng phổ biến.

+ Điều chỉnh tự động dung lượng bù theo nguyên tắc thời gian

Căn cứ vào sự biến đổi của phụ tải phản kháng trong một ngày đêm mà người ta

đóng hoặc cắt bớt tụ điện. Phương pháp này được dùng khi đồ thị phụ tải phản kháng

hàng ngày biến đổi theo một quy luật tương đối ổn định và người vận hành nắm vững

đồ thị đó.

+. Điều chỉnh tự động dung lượng bù theo dòng điện phụ tải được dùng trong

trường hợp phụ tải thường biến đổi đột ngột.

Ở các trạm biến áp cung cấp cho các hộ dùng điện phụ tải luôn luôn biến đổi theo

thời gian trong ngày, sự thay đổi của phụ tải kéo theo sự thay đổi của công suất phản

kháng.

+ Điều chỉnh dung lượng bù theo hướng đi của công suất phản kháng

Phương pháp điều chỉnh này không được sử dụng rộng rãi vì không phải bao giờ

cũng mang lại hiệu quả kinh tế. Chẳng hạn, lúc phụ tải cực đại, khi cần đóng cắt tụ bù

thì dẫn tới hiện tượng chảy ngược của dòng công suất phản kháng từ các hộ dùng điện

vào hệ thống. Do đó, cần phải cát bớt tụ bất đắc dĩ, phương pháp này thường được dùng

khi trạm biến áp ở cuối đường dây và xa nguồn.

Trong luận văn này sẽ lựa chọn điều chỉnh dung lượng bù của tụ điện theo điện

áp.

- Vận hành tụ điện

Tụ điện phải được đặt ở nơi cao ráo, ít bụi bặm, không dễ cháy nổ và không có

không khí ăn mòn.

Tụ điện điện áp cao phải được đặt trong phòng riêng, có biện pháp chống cháy

nổ. Tụ phải được đặt ở nơi có thông gió tốt, giữ nhiệt độ trong phòng không quá 350C.

Khi lắp bộ tụ thì các tầng có thể là giá sắt nhưng không quá 3 tầng. Giữa các tụ điện

trong một tầng phải có khoảng cách thích hợp để thông gió dễ dàng.

Tụ điện điện áp thấp khi đặt tập trung thường được bố trí trong tủ thành một hoặc

hai tầng. Khi dùng phương pháp bù phân tán thì các tụ được đặt trong các tủ để bên cạnh

tủ phân phối động lực hoặc đặt ngay xà nhà xưởng.

Nguyên nhân chủ yếu làm hỏng tụ là do điện áp đặt lên tụ vượt quá giá trị định

mức, khiến cường độ điện trường trong tụ vượt quá giới hạn cho phép (2 ÷ 12kV/mm).

Khi đó, trong tụ điện phát sinh hiện tượng ion hóa dầu cách điện dẫn đến sự cố ngắn

mạch do cách điện bị chọc thủng. Khi tụ điện làm việc, do tổn thất công suất tác dụng

nên bản thân nó bị nóng lên. Nếu nhiệt độ của tụ vuợt quá nhiệt độ cho phép dầu sẽ bốc

hơi làm phình tụ, làm hỏng giấy cách điện, gây ngắn mạch và có thể dẫn tới làm nổ tụ

điện.

Vì vậy khi vận hành tụ điện chúng ta phải đảm bảo hai điều kiện:

+ Điều kiện nhiệt độ: Phải giữ cho nhiệt độ không khí xung quanh tụ không vượt

quá 350C.

+ Điều kiện điện áp: Khi điện áp của mạng vượt quá giá trị cho phép nói trên thì

phải cắt tụ điện ra khỏi lưới.

Cần chú ý rằng để tránh ảnh hưởng của dao động điện áp một số tụ điện được chế

tạo với điện áp định mức cao hơn điện áp định mức của mạng điện là 5%.

Trong lúc vận hành nếu thấy tụ điện bị phình ra thì phải cắt ngay tụ ra khỏi mạng

vì đó là sự cố nguy hiểm, tụ điện có thể bị nổ.

3.3. Thu thập, xử lý số liệu và đánh giá chất lượng điện áp

3.3.1. Thu thập số liệu

Trạm biến áp (TBA) Chiềng Pấc 1, TBA Thuận Châu 1 đều có dung lượng máy

biến áp 560 (kVA), đây là các đối tượng được chọn để bù công suất phản kháng cho

luận văn này. Vì các TBA làm việc theo ca, nên thời điểm công suất cực đại vào lúc 11h

và lúc phụ tải cực tiểu là vào 0h. Tiến hành đo giá trị điện áp tại thanh cái hạ áp của TBA

trong 7 ngày bất kỳ.

Bảng 3.1: Số liệu đo đếm tại thanh cái hạ áp của trạm Chiềng Pấc 1 - 560kVA-

35/0,4kV ứng với thời điểm cực đại và cực tiểu

Ngày 1 2 3 4 5 6 7 Trung bình

Phụ

281,54 242,82 239,47 247,44 261,74 240,88 235,2 249,87 [kW] tải I [A] 405,39 344,27 336,05 346,45 371,63 342,40 336,11 354,61 cực

đại 234,80 235,47 238,77 239,13 237,17 236,83 237,90 237,15 [V]

96,74 96,48 103,07 114,16 116,05 120,61 124,27 110,20

[kW] Phụ tải I [A] 142,40 140,05 148,32 164,37 167,89 174,35 181,55 159,85 cực

tiểu 232,67 235,77 235,47 232,30 234,97 234,70 231,80 233,95 [V]

Bảng 3.2: Số liệu đo đếm tại thanh cái hạ áp của trạm Thuận Châu 1 - 560kVA-

35/0,4kV ứng với thời điểm cực đại và cực tiểu

Ngày 1 2 3 4 5 6 7 Trung bình

151,02 162,56 171,49 152,62 190,19 153,47 148,67 161,43 Phụ [kW] tải 213,28 228,16 244,37 215,04 272,48 217,23 211,57 228,88 I [A] cực

đại 240,33 240,20 239,93 240,50 238,00 239,77 239,53 239,75 [V]

78,08 73,65 79,66 74,45 91,6 96,62 94,66 84,10 Phụ [kW] tải 112,64 105,44 113,65 108,59 130,88 137,97 136,80 120,85 I [A] cực

tiểu 233,00 235,60 234,30 233,77 235,53 234,73 232,17 234,16 [V]

3.3.2. Đánh gía chất lượng điện áp

3.3.2.1 TBA Chiềng Pấc 1 - 560kVA-35/0,4kV

Đánh giá chất lượng điện theo phương pháp độ lệch giới hạn của điện áp:

; . Đo các giá trị điện Xác định độ lệch điện áp cho phép:

áp tại thanh cái hạ áp của trạm biến áp 560kVA-35/0,4kV vào 11h (thời điểm phụ tải cực

đại) và vào 0h (lúc phụ tải cực tiểu) trong 7 ngày bất kỳ (bảng 3.1)

Lúc phụ tải cực đại ứng với U = 237,15 [V], lúc phụ tải cực tiểu ứng với U =

233,95 [V], Uđm=220 [V].

Vậy độ lệch điện áp thực tế tại thời điểm cực đại là:

∆𝑈(2) = 𝑈(2)−𝑈đ𝑚 . 100% = . 100% = +7,8%

𝑈đ𝑚

237,15 − 220 220

Độ lệch điện áp thực tế tại thời điểm cực tiểu là:

∆𝑈(1) = 𝑈(1)−𝑈đ𝑚 . 100% = . 100% = +6,3%

𝑈đ𝑚

233,95 − 220 220

) và lúc phụ tải cực tiểu

Vậy độ lệch điện áp lúc phụ tải cực đại

không nằm trong giới hạn cho phép nên chất lượng không được đảm bảo.

Khi điện áp đo được tại nguồn:

Bảng 3.3: Số liệu đo đếm điện áp tại nguồn của trạm TBA Chiềng Pấc 1 - 560kVA-

35/0,4kV ứng với thời điểm cực đại và cực tiểu

Ngày 1 2 3 5 6 7 Utb, V 4

Chế độ

tải cực 238,45 238,21 240,10 241,02 239,02 238,45 239,87 239,30

đại

Chế độ

tải cực 236,47 234,45 235,14 235,14 237,00 236,45 235,56 235,74

tiểu

Vậy độ lệch điện áp thực tế tại thời điểm cực đại là:

∆𝑈(2) = 𝑈(2)−𝑈đ𝑚 . 100% = . 100% = +8,7%

𝑈đ𝑚

239,3 − 220 220

Độ lệch điện áp thực tế tại thời điểm cực tiểu là:

∆𝑈(1) = 𝑈(1)−𝑈đ𝑚 . 100% = . 100% = +7,1%

𝑈đ𝑚

235,74 − 220 220

Do đoạn cáp từ máy biến áp sang tủ phân phối tổng sử dụng là cáp đồng hạ áp 4

lõi do LENS chế tạo có các thông số:

L, km r0 x0, Ω/𝑘𝑚

0,0991 0,08 0,005

Vậy hao tổn điện áp trên đoạn cáp ở chế độ tải cực đại:

∆𝑈(2) = 𝑃(2)𝑅𝐶−𝑄(2)𝑋𝐶 = = 0,57 (𝑉)

𝑈đ𝑚

(249,87 ∗ 0,0991 + 4,76 ∗ 0,08) ∗ 0,005 ∗ 103 220

Hao tổn điện áp trên đoạn cáp ở chế độ tải cực tiểu:

∆𝑈(1) = 𝑃(1)𝑅𝐶−𝑄(1)𝑋𝐶 = = 0,22 (𝑉)

𝑈đ𝑚

(110,20 ∗ 0,0991 − 14.17 ∗ 0,08) ∗ 0,005 ∗ 103 220

Độ lệch điện áp tại thời điểm phụ tải cực đại:

𝑚

(2)

= 8,7 − 0,57 = 8,17 % ∆𝑈(2) = ∆𝑉𝑛𝑔

(2) − ∑ ∆𝑈𝑖

𝑛 + ∑ 𝐸𝑗 𝑗=1

𝑖=1

Độ lệch điện áp tại thời điểm phụ tải cực tiểu:

𝑚

(1)

= 7,1 − 0,22 = 6,88 % ∆𝑈(1) = ∆𝑉𝑛𝑔

(1) − ∑ ∆𝑈𝑖

𝑛 + ∑ 𝐸𝑗 𝑗=1

𝑖=1

Vậy độ lệch điện áp nằm ngoài khoảng độ lệch điện áp cho phép, chất lượng điện

áp không đảm bảo.

3.3.2.2 TBA Thuận Châu 1 - 560kVA-35/0,4kV

Đánh giá chất lượng điện theo phương pháp độ lệch giới hạn của điện áp:

; . Đo các giá trị điện Xác định độ lệch điện áp cho phép:

áp tại thanh cái hạ áp của trạm biến áp 560kVA-35/0,4kV vào 11h (thời điểm phụ tải cực

đại) và vào 0h (lúc phụ tải cực tiểu) trong 7 ngày bất kỳ (bảng 3.2)

Lúc phụ tải cực đại ứng với U = 239,75 [V], lúc phụ tải cực tiểu ứng với U =

234,16 [V], Uđm=220 [V].

Vậy độ lệch điện áp thực tế tại thời điểm cực đại là:

∆𝑈(2) = 𝑈(2)−𝑈đ𝑚 . 100% = . 100% = +8,9%

𝑈đ𝑚

239,75 − 220 220

Độ lệch điện áp thực tế tại thời điểm cực tiểu là:

∆𝑈(1) = 𝑈(1)−𝑈đ𝑚 . 100% = . 100% = +6,4%

𝑈đ𝑚

234,16 − 220 220

) và lúc phụ tải cực tiểu

Vậy độ lệch điện áp lúc phụ tải cực đại

không nằm trong giới hạn cho phép nên chất lượng không được đảm bảo.

Khi điện áp đo được tại nguồn:

Bảng 3.4: Số liệu đo đếm điện áp tại nguồn của trạm TBA Thuận Châu 1 - 560kVA-

35/0,4kV ứng với thời điểm cực đại và cực tiểu

Ngày 1 2 3 4 5 6 7 Utb, V

Chế độ

tải cực 243,50 242,58 241,90 243,50 245,40 241,20 241,56 242,81

đại

Chế độ

tải cực 235,40 238,50 237,41 235,12 238,45 237,12 235,47 236,78

tiểu

Vậy độ lệch điện áp thực tế tại thời điểm cực đại là:

∆𝑈(2) = 𝑈(2)−𝑈đ𝑚 . 100% = . 100% = +10,4%

𝑈đ𝑚

242,81 − 220 220

Độ lệch điện áp thực tế tại thời điểm cực tiểu là:

∆𝑈(1) = 𝑈(1)−𝑈đ𝑚 . 100% = . 100% = +7,6%

𝑈đ𝑚

236,78 − 220 220

Do đoạn cáp từ máy biến áp sang tủ phân phối tổng sử dụng là cáp đồng hạ áp 4

lõi do LENS chế tạo có các thông số:

L, km r0 x0, Ω/𝑘𝑚

0,0991 0,08 0,005

Vậy hao tổn điện áp trên đoạn cáp ở chế độ tải cực đại:

∆𝑈(2) = 𝑃(2)𝑅𝐶−𝑄(2)𝑋𝐶 = = 0,38𝑉

𝑈đ𝑚

(161,43 ∗ 0,0991 + 9,21 ∗ 0,08) ∗ 0,005 ∗ 103 220

Hao tổn điện áp trên đoạn cáp ở chế độ tải cực tiểu:

∆𝑈(1) = 𝑃(1)𝑅𝐶−𝑄(1)𝑋𝐶 = = 0,18𝑉

𝑈đ𝑚

(84,1 ∗ 0,0991 − 3,62 ∗ 0,08) ∗ 0,005 ∗ 103 220

Độ lệch điện áp tại thời điểm phụ tải cực đại:

𝑚

(2)

= 10,4 − 0,38 = 10.02 % ∆𝑈(2) = ∆𝑉𝑛𝑔

(2) − ∑ ∆𝑈𝑖

𝑖=1

𝑛 + ∑ 𝐸𝑗 𝑗=1

Độ lệch điện áp tại thời điểm phụ tải cực tiểu:

𝑚

(1)

= 7,6 − 0,18 = 7.42 % ∆𝑈(1) = ∆𝑉𝑛𝑔

(1) − ∑ ∆𝑈𝑖

𝑖=1

𝑛 + ∑ 𝐸𝑗 𝑗=1

Vậy độ lệch điện áp nằm ngoài khoảng độ lệch điện áp cho phép, chất lượng điện

áp không đảm bảo.

3.4. Thiết kế chi tiết hệ thống điều khiển cho hệ thống bù

3.4.1. Tính toán, lựa chọn các thiết bị trong tủ bù cos𝝋

- Lựa chọn thiết bị cho tủ bù

+ Lựa chọn tụ bù:

Người ta chế tạo tụ điện bù cosφ với nhiều kích cỡ, chủng loại với công suất bù

từ vài [kVAr] đến vài trăm [kVAr], với điện áp từ 0,22[kV] tới [24kV], một pha và ba

pha. Có loại tụ điện rời, có loại lắp đặt sẵn thành tủ.

Ở đây ta lựa chọn tụ điện rời, loại có điện áp 0,4[kV ] được lắp tại thanh cái

0,4[kV ] của trạm 35/0,4[kV], tụ là loại 3 pha.

Từ trên ta tính được công suất của tủ tụ bù là Qbù= 240kVAr.

Tra sổ tay tra cứu thiết bị điện chọn tụ điện bù cosφ điện áp 400[V], do DAE

YEONG chế tạo có các thông số:

Bảng 3.5: Tụ điện bù cos𝜑 điện áp 400[V] do DAE YEONG chế tạo:

C, 𝛍F Uđm, V Qb, kVAr Mã hiệu Iđm, A

DLE – 400 40 796,1 57,7 4J40K5T

Do dung lượng của mỗi một tụ là 40[kVAr], mà công suất của tủ tụ bù là

240[kVAr] nên, số lượng của tụ trong tủ là 6 tụ.

+ Lựa chọn Aptomat

Bảng 3.6 : Chọn và kiểm tra Aptomat

Đại lượng chọn và kiểm tra Công thức

Điện áp định mức áptomát UđmA, kV UđmA ≥ UđmL

Dòng điện định mức áptomát IđmA, A IđmA ≥ Itt

Dòng điện ổn định lực điện động cho phép của IôđđA ≥ ixktt

áptomát, iôđđA, kA

Dòng điện ổn định nhiệt cho phép của áptomát, Iôđnh,

Dòn điện cắt định mức cho phép của áptomát, IcắtđmA, IcắtđmA ≥ I’’

Do tụ mắc song song nên mỗi một cấp tụ có Qbù= 40[kVAr], có Iđm=57,7[A/tụ]

Tra bảng chọn áptomat hạ áp cho tụ bù do LG chế tạo, có các thông số sau:

Bảng 3.7: Aptomat hạ áp, dãy L do LG chế tạo:

Loại Kiểu Số cực Uđm, V Iđm, A INmax, Ka

100AF ABL103a 3 600 100 35

+ Lựa chọn contactor: có Iđm = 85[A].

+ Lựa chọn máy biến dòng:

Bảng 3.8: Chọn máy biến dòng hạ áp

Mã Dòng sơ Dòng thứ Số vòng dây Dung Cấp chính

cấp, A cấp, A sơ cấp lượng, VA xác

BD9/1 400 5 1 10 0,5

Tính toán ngắn mạch để kiểm tra các thiết bị đã chọn:

Dòng ngắn mạch là:

Vậy các thiết bị đã chọn đảm bảo.

- Lựa chọn bộ điều khiển tụ bù, bộ tự động điều khiển tụ bù

+ Giới thiệu về bộ điều khiển tụ bù Mikro

Bộ điều khiển tụ bù Mikro là một trong các bộ điều khiển công suất phản kháng

rất thông dụng được các công ty thi công tủ điện lựa chọn.

Bộ điều khiển tụ bù (Power Factor Regulator) Mikro gồm các model sau đây:

* PFR140: Bộ điều khiển tụ bù Mikro 14 cấp;

* PFR120: Bộ điều khiển tụ bù Mikro 12 cấp;

* PFR80: Bộ điều khiển tụ bù Mikro 8 cấp;

* PFR60: Bộ điều khiển tụ bù Mikro 6 cấp;

* PFR96: Bộ điều khiển tụ bù Mikro 6 cấp.

+ Đặc tính kỹ thuật chính của bộ điều khiển tụ bù Mikro:

* Sử dụng bộ xử lý thông minh để điều khiển đóng cắt;

* Tự động điều chỉnh hệ số C/K và số cấp định mức;

* Tự động đổi cực tính của biến dòng;

* Hiển thị thông số: Hệ số công suất cosφ, dòng điện và tổng sóng hài (THD) của

dòng điện;

* Lập trình được độ nhạy;

* Cấp cuối cùng có thể lập trình báo động, điều khiển quạt;

* Giao diện sử dụng thân thiện;

* Tương thích tiêu chuẩn IEC61000-6-2.

+ Sơ đồ và vị trí các phím của bộ điều khiển

Như trên hình 3.1

a : 3 led 7 đoạn hiển thị các giá trị

b : 2 đèn hiển thị IND (Cảm kháng) hay CAP (Dung kháng)

c : Các đèn led hiển thị số cấp

d : Nút Up : dùng để điều chỉnh tăng giá trị, chuyển đổi menu...

e : Nút Mode / Scrol dùng để đổi menu

f : Nút Down dùng để điều chỉnh giảm giá trị, chuyển đổi menu...

g : Nút Program dùng để cài đặt các thông số

h : Đèn báo chế độ bù Manual (Thủ công) hay Auto (Tự động)

i : Các đèn báo hiển thị các thông số đang được theo dõi hay cài đặt

Hình 3.1. Hiển thị và các phím chức năng bộ điều khiển tụ bù Mikro

+ Thông số kỹ thuật bộ PFR

* Điện áp

Điện áp: 346 ÷ 415 VAC

Chênh lệch: -15% +10%

Công suất tiêu thụ: 10VA max

Tần số: 50Hz hoặc 60Hz

* Dòng điện

Dòng định mức Idm: 5A

Giới hạn vận hành: 0.05A – 6.5A

Tần số định mức: 50Hz hoặc 60Hz

* Số lượng tiếp điểm

Số tiếp điểm đầu ra: 6 (PFR 60)

Tiếp điểm: Kiểu thường mở (NO)

Dòng định mức: 5A 250VAC (cosφ = 1)

Dòng điện lớn nhất tại tiếp điểm : 12A liên tục

* Phạm vi điều chỉnh

Cài đặt hệ số công suất: 0.8 cảm – 0.8 dung

Cài đặt hệ số C/K : 0.03 – 1.20 / Tự động

Độ nhạy: 5-600 s/bước

Thời gian đóng lặp lại cho cùng một bước : 5 ÷ 240s

Giới hạn THD: 0.20 – 3.00 (20% - 300%) / OFF

Chương trình đóng ngắt: Automatic/Automatic Rotate/Manual/Four-quadrant

Hệ số bước định mức: 0/1/2/3/4/5/6/7/8/12/16

* Cơ khí

Vị trí lắp đặt : Mặt tủ

Kích thước (H x W x D): 144mm x 144mm x 91mm

Trọng lượng: 1kg

3.4.2. Hướng dẫn sử dụng

- Mô tả chung:

+ Bộ PFR thông minh thân thiện với người sử dụng

Nó sử dụng kỹ thuật số trong việc tính toán sự sai lệch dòng điện và điện áp giữa

các pha, do đó công suất đo được chính xác ngay cả khi có sóng hài.

+ Bộ PFR được thiết kế tối ưu hóa việc điều khiển bù công suất phản kháng

Công suất bù được tính bằng cách đo liên tục công suất phản kháng của hệ thống

và sau đó được bù bằng cách đóng ngắt các cấp tụ. Việc cài đặt độ nhạy liên quan tới

tốc độ đóng ngắt các cấp tụ. Với chương trình được xây dựng trên cơ sở đóng cắt thông

minh, bộ PFR cải tiến được khả năng đóng cắt nhờ giảm thiểu được số lần đóng ngắt

nhưng vẫn đảm bảo hệ số công suất mong muốn.

+ Quá trình đóng ngắt các bộ tụ được phân bổ hoàn hảo nhờ thuật toán đóng ngắt

thông minh

Hình thức này nâng cao tuổi thọ của contactor và hệ thống tụ bù, cũng như đảm

bảo được sự già hóa cách điện của tụ và contactor là như nhau.

+ Vận hành theo chế độ four – quadrant, cho phép PFR tác động chính xác ngay

trong trong trường hợp công suất cung cấp trở lại lưới điện ở nơi thiếu công suất.

+ Dòng hài trong hệ thống có thể làm ảnh hưởng đến tụ bù

PFR có thể đo được độ méo dạng tổng do sóng hài (TDH) trong hệ thống và PFR

sẽ báo tín hiệu khi giá trị TDH đo được trong hệ thống cao hơn giá trị cài đặt. Ngoài ra

PFR còn báo tín hiệu khi quá áp-thấp áp, quá dòng-thấp dòng và khi hệ số công suất

trên hoặc dưới giá trị cài đặt.

Cực tính của biến dòng tín hiệu (CT) là rất quan trọng trong việc xác định đúng

góc lệch pha của điện áp và dòng điện, bộ PFR sẽ tự động xác định đúng cực tính của

biến dòng tín hiệu thậm chí trong trường hợp cực tính bị sai.

- Trạng thái đèn hiển thị:

Bộ PFR hiển thị 3 giá trị số và nhiều đèn chức năng, tùy thuộc vào từng chức

năng có thể phân thành 3 nhóm chính.

+ Chức năng đo lường: đo hệ số công suất, dòng điện và độ méo dạng TDH

+ Chức năng cài đặt và điều chỉnh thông số: hệ số công suất, C/K, độ nhạy, thời

gian đóng lặp lại, số cấp, lập trình đóng ngắt và giới hạn TDH.

+ Chức năng cảnh báo:

Để truy cập các chức năng trên, ấn phím “MODE/SCROLL” đến khi đèn báo

chức năng mà ta mong muốn sáng. Màn hình 3 số sẽ hiển thị giá trị chức năng muốn

chọn. Nếu muốn thay đổi giá trị của chức năng đó ta ấn phím “PROGRAM”, đèn chức

năng đó nhấp nháy lúc đó ta mới thay đổi được giá trị bằng cách ấn phím UP hay DOWN

để thay đổi giá trị hay truy cập vào chức năng con như các chức năng “rate step” &

“alarm messages”.

Hình 3.2. Hoạt động của bộ PFR

- Chức năng đo lường:

+ Hệ số công suất:

Khi có nguồn điện, màn hình sẽ hiển thị hệ số công suất đo được của hệ thống,

Nếu đèn “IND” sáng lên có nghĩa là hệ thống có hệ số công suất mang tính cảm.

Nếu đèn “CAP” sáng lên có nghĩa là hệ thống có hệ số công suất mang tính dung.

Nếu đèn PFR phát hiện thấy có sự phát công suất trở về lưới thì hệ số công suất

hiển thị sẽ mang dấu âm. Khi dòng điện tải (quy đổi về nhị thứ) thấp hơn ngưỡng hoạt

động của PFR thì lúc đó hệ số công suất không thể đo được chính xác, màn hình sẽ hiển

thị “…”.

Nếu PFR đang ở chế độ cài đặt một chức năng hiển thị khác thì PFR sẽ tự động

trở về chức năng hiển thị hệ số công suất nếu sau hơn 3 phút không có phím nào được

ấn.

+ Dòng điện:

Chức năng này ở chế độ hoạt động thì đèn “CURRENT” sáng lên. Màn hình sẽ

hiển thị giá trị dòng thứ cấp đo được bởi biến dòng -/5A.

Ví dụ: Khi dùng CT 1000/5A, nếu màn hình hiển thị “2.50” thì giá trị dòng sơ là

“500A”.

+ Độ méo dạng tổng do sóng hài (TDH):

Chức năng này ở chế độ hoạt động khi đèn “THD” sáng lên.

Bộ PFR chỉ có thể đo được THD khi tổng tải phải lớn hơn 10% tổng tải định

mức. Nếu THD không thể hiển thị được thì màn hình sẽ hiện “…”.

3.4.3. Các thông số cài đặt:

- Hệ số công suất đặt (SET COSφ)

Cài đặt hệ số công suất yêu cầu, PFR sẽ tự động đóng hay ngắt tụ để đạt được hệ

số công suất đặt.

Nhấn nút MODE/SCROLL cho đến khi đèn Set Cos φ sáng. Nhấn nút PROGRAMS

để cho phép chỉnh hệ số Cos φ. Nhấn nút UP hoặc DOWN để chọn được hệ số Cos φ

mong muốn. Thông số này thường được đặt từ 0.90 ÷ 0.99 cảm (Đèn IND trong hiển thị

b sáng). Hệ số Cos φ mặc định của BĐK là 0.95.

Chú ý: khi hệ thống tải hoạt động ổn định (đầy tải) nhưng hệ thống tủ bù cứ liên

tục đóng cắt lần lượt các cấp còn lại của hệ thống tủ thì ta phải giảm giá trị số cosφ cài

đặt sao cho đạt được giá trị cho phép của ngành điện ( >0.9) và thấp hơn giá trị cosφ

thực tế của mạng trước khi đóng cấp cuối (VD: Trước khi BĐK đóng thêm 1 cấp tụ thì

trị số cosφ thực tế của mạng là 0.92 giá trị giới hạn của bộ điều khiển là 0.95 thì BĐK

sẽ phát tín hiệu đóng cấp tụ tiếp theo, sau khi cấp tụ tiếp theo được đóng thì cosφ là –

0.12( dư bù) thì ta hiệu chỉnh trị số giới hạn đóng của BĐK là 0.91 ( thỏa tiêu chí > 0.9

của ngành điện)).

- Hệ số C/K

Hệ số C/K được tính theo công thức:

Trong đó:

Q: Cấp tụ nhỏ nhất, [VAr]

U: Điện áp hệ thống sơ cấp danh định, [V]

I: Dòng điện sơ cấp định mức của CT [A]

Ví dụ: Q = 15 [Kvar] ; U = 415[V]; I = 800[A]

 C/K= ( 2.88 x 15.000 ) / ( 415 x 800 ) = 0.13

Bảng 3.9. Bảng tra hệ số C/K gần đúng

C/K-value for 415V

Smallest Cappasitor in (kVAr)

C.T 2.5 5 10 15 20 25 30 40 50 60 100 150

50:5 0.35 0.70

60:5 0.29 0.58 1.16

75:5 0.23 0.46 0.93

100:5 0.17 0.35 0.70 1.04

150:5 0.23 0.23 0.46 0.70 0.93 1.16

200:5 0.12 0.18 0.35 0.52 0.70 0.87 1.04

250:5 0.14 0.14 0.28 0.42 0.56 0.70 0.83 1.11

300:5 0.07 0.12 0.23 0.35 0.46 0.58 0.70 0.93 1.16

400:5 0.04 0.09 0.17 0.26 0.35 0.43 0.52 0.70 0.87 1.04

500:5 0.03 0.07 0.14 0.21 0.28 0.35 0.42 0.56 0.70 0.83

600:5 0.06 0.12 0.17 0.23 0.29 0.35 0.46 0.58 0.70 1.16

800:5 0.04 0.09 0.13 0.17 0.22 0.26 0.35 0.43 0.52 0.87

1000:5 0.03 0.07 0.10 0.14 0.17 0.21 0.28 0.35 0.42 0.70 1.04

1500:5 0.05 0.07 0.09 0.12 0.14 0.19 0.23 0.28 0.46 0.70

2000:5 0.03 0.05 0.07 0.09 0.10 0.14 0.17 0.21 0.35 0.52

VD: Biến dòng tín hiệu là 200A/5[A], cấp tụ bù nhỏ nhất là 10[kVAr]/440[V] thì

hệ số C/K tra theo bảng là 0.35.

- Độ nhạy (Sensivity)

Thông số này thiết lập tốc độ đóng cắt, độ nhạy lớn tốc độ đóng sẽ chậm và ngược

lại độ nhạy nhỏ tốc độ cắt sẽ nhanh. Độ nhanh này hiệu ứng cho cả thời gian đóng và

ngắt tụ.

Ví dụ :

Giá trị bước đóng nhỏ nhất Q1st = 15[kVAr];

Độ nhạy = 60s/bước

+ Công suất yêu cầu để đạt hệ số công suất yêu cầu là:

Qrq =15[kVAr]

Số bước yêu cầu để đạt hệ số công suất mong muốn:

Qrq/Q1st = 15[kVAr]/[15kVAr] = 1step

Thời gian tác động: 60/1 = 60 sec

+ Công suất yêu cầu để đạt hệ số công suất yêu cầu là Qrq = 45[kVAr]

Số bước yêu cầu để đạt hệ số công suất mong muốn:

Qrq/Q1st = 45[kVAr]/15[kVAr] = 3 step

Thời gian tác động: 60/3 = 20 sec

Thời gian tác động tỉ lệ nghịch với công suất phản kháng yêu cầu.

- Thời gian đóng lặp lại ( Reconnenction Time):

Đây là khoảng thời gian an toàn để ngăn chặn việc đóng lại tụ của cùng một số cấp

khi tụ này chưa xả hết điện hoàn toàn. Thông số này thường đặt lớn hơn thời gian xả

của cấp tụ lớn nhất đang sử dụng.

- Cấp định mức (Rated step):

Các bước của PFR đều được lập trình ngoại trừ bước 1, bước 1 được đặt ‘1’’ và

nó là bước tụ nhỏ nhất sử dụng. Các bước còn lại lập trình như là bội số của bước 1.

Ví dụ:

Nếu các bước tụ được sử dụng, bắt đầu từ bước 1 là 10[kVAr], 10 [kVAr],

20[kVAr], 20[kVAr], 30[kVAr], 60[kVAr], thì các bước định mức là 1,1,2,2,3,6.

Nếu các bước nào không sử dụng thì đặt là “000’’ bước cuối cùng có thể lập trình

thành đầu ra báo sự cố khi đặt là “ALA’’.

Trong thời gian lập trình của ‘Step’’, đèn tương ứng của bước được chọn sẽ sáng

lên.

Ví dụ: Đèn số “1’’ báo tín hiệu đầu ra “1’’.

- Chương trình đóng ngắt ( Switch Prog )

Bước này cho phép lựa chọn một trong bốn chương trình điều khiển đóng cắt.

+ Chương trình Manual (n-A):

Khi chương trình này được chọn các cấp tụ sẽ được điều khiển đóng cắt thủ công

(bằng tay) bằng cách ấn phím ▲ UP hay ▼ DOWN. Khi ấn UP cấp tụ sẽ được đóng

vào và khi nhấn DOWN cấp tụ sẽ được nhả ra.

+ Chương trình Rotational (rot):

Chương trình này phương thức đóng ngắt giống chương trình điều khiển bằng tay

và nó cũng dựa trên nguyên tắc đóng – trước – ngắt – trước. Khác với chương trình điều

khiển bằng tay, chương trình này sẽ tự động đóng ngắt các tụ theo hệ số công suất đặt,

cài đặt độ nhạy và thời gian đóng lặp lại đã đặt trước.

+ Chương trình Automatic (Aut):

Chương trình này sử dụng trình tự đóng ngắt thông minh.Trình tự đóng ngắt

không cố định, chương trình sẽ tự động chọn lựa những cấp đóng thích hợp nhất để đóng

hay ngắt để có thời gian tác động ngắn nhất với số cấp nhỏ nhất. Để cho tuổi thọ của các

khởi động từ và tụ là bằng nhau chương trình sẽ tự động chọn bước tụ ít sử dụng nhất

để đóng ngắt trong trường hợp có hai bước tụ giống nhau.

Với chương trình này, PFR sẽ tự động phát hiện cực tính của CT khi đóng nguồn.

Một khi cực tính của CT đã được xác định, nếu phát hiện thấy có bất kỳ một sự phát

công suất trở lại tất cả các bước tụ sẽ được nhả ra.

+ Chương trình Four – quadrant (Eqt):

Chương trình này giống như chương trình tự động (Aut), tuy nhiên chương trình

này cho phép PFR hoạt động ở cả chế độ thu và phát công suất, ở chế độ phát công suất,

nguồn hoạt động được đưa trở lại lưới bởi một nguồn năng lượng khác như nguồn năng

lượng mặt trời,…

Nếu chương trình này được chọn, người cài đặt phải chắc chắn rằng cực tính của

CT phải mắc đúng bởi vì nếu mắc sai cực tính thì các chức năng trên sẽ không thực hiện

được.

Đèn ‘‘Manual’’ sáng lên khi chương trình được chọn là chương trình đóng bằng

tay (n-A). Đối với chương trình “Rotational”, chương trình ’’Automatic’’, và chương

trình ’’Four-quadrant’’, đèn ’’Auto’’ sẽ sáng lên.

Ở trạng thái hoạt động bình thường, các đèn báo của các bước sẽ ở trạng thái

ON/OFF. Khi đèn ở trạng thái ON (đỏ) thì bước đó được đóng. Khi đèn nhấp nháy nghĩa

là bước đó được yêu cầu đóng nhưng tạm thời chưa thể thực hiện được do yêu cầu của

thời gian đóng lặp lại.

Chú ý rằng ở chế độ chương trình Rotational (Rot) hay Automatic (Aut), tất cả các

tụ sẽ ngắt ra nếu PFR phát hiện thấy có sự phát trả công suất trở lại.

- Giá trị giới hạn của độ méo dạng tổng do sóng hài THD

Thông số này xác định mức cho phép của THD trước khi có tín hiệu báo sự cố.

Chức năng này có thể loại bỏ khi cài đặt thông số là ’’OFF’’.

3.5. Kết luận chương 3

Trong điều kiện vận hành của các trạm biến áp đặt ở vùng sâu, vùng xa như huyện

Thuận Châu, tỉnh Sơn La thì giải pháp sử dụng các bộ điều khiển bù công suất phản

kháng có cấp như tụ bù kiểu Micro là rất phù hợp và cho hiệu quả cao. Bộ PFR ứng

dụng cho một trạm biến áp đã chứng minh được tính ổn định và khả năng làm việc chắc

chắn của nó.

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ

1. Kết luận

Chất lượng điện có ảnh hưởng trực tiếp đến các quá trình sản xuất hiện đại, với

mức độ tự động hóa, tin học hóa ngày càng cao, với các thiết bị nhạy cảm hơn nhiều đối

với chất lượng điện, so với các thế hệ thiết bị điện cơ trước đây. Một ví dụ cho thấy, chỉ

cần một tác động của máy ngắt cung cấp điện cho một KCN trung bình, có thể dẫn đến

thiệt hại khoảng 10000 USD vì cần có 4 giờ để khởi động lại tiến trình sản xuất. Các

điện lực hiện nay trong tiến trình phi độc quyền, càng ý thức rõ hơn vấn đề trên. Trong

bối cảnh cạnh tranh giữa các điện lực, yêu cầu cung cấp cho khách hàng chất lượng điện

cao nhất là mục tiêu của các điện lực. Mối quan tâm của xã hội đến chất lượng điện ngày

càng được nâng cao. Các nhà sản xuất thiết bị ngày càng quan tâm đến vấn đề, vì cần

thiết kế, chế tạo các thiết bị ngày càng tinh vi hơn, nhiều chức năng hơn, nhưng giá

thành phải ngày càng rẻ hơn.

Nội dung luận văn đã tiến hành nghiên cứu tổng quan chung về chất lượng điện

năng của huyện Thuận Châu và giải pháp để nâng cao chất lượng điện năng, trên cơ sở

đó lựa chọn được giải pháp phù hợp để cải thiện chất lượng điện năng cho khu vực trọng

điểm của huyện Thuận Châu, tỉnh Sơn La phục vụ phát triển công, nông nghiệp và khai

thác mỏ. Luận văn đã lựa chọn được đối tượng nghiên cứu là nâng cao chất lượng điện

áp cho trạm biến áp 560 kVA.

Luận văn đã tiến hành nghiên cứu thiết kế kỹ thuật cho các bộ điều khiển bù công

suất phản kháng có cấp như tụ bù kiểu Micro là rất phù hợp và cho hiệu quả cao. Bộ

PFR ứng dụng cho một trạm biến áp đã chứng minh được tính ổn định và khả năng làm

việc chắc chắn của nó.

2. Kiến nghị

Tiếp tục nghiên cứu và ứng dụng các giải pháp nâng cao chất lượng điện áp cho

các trạm biến áp hạ thế còn lại của huyện Thuận Châu.

TÀI LIỆU THAM KHẢO

[1]. Luật số 50/2010/QH12 của Quốc hội ban hành Luật sử dụng năng lượng tiết kiệm

và hiệu quả.

[2]. Phan Đăng Khải, Huỳnh Bá Minh (2003), “Bù Công suất phản kháng lưới cung cấp

và phân phối điện”, Nhà xuất bản khoa học & kỹ thuật.

[3]. Trần Bách (2007): Lưới điện và hệ thống điện; NXB Kho học và kỹ thuật Hà Nội.

[4]. Công ty điện lực Sơn La – Điện lực Thuận Châu: Báo cáo công tác sản xuất kinh

doanh năm 2019.

[5]. Bộ Công Thương: Quy định ký thuật điện nông thôn 2006.

[6]. Hồ Văn Hiến: Hệ thống truyền tải và phân phối điện. NXB ĐHQG TP Hồ Chí Minh,

2010.

[7]. A.S. Pabla: Electric Power Distribution, 1997.

Các trang Website tham khảo

[8]. Nangluongvietnam.vn/

[9]. http://sonlapc.vn/