Luận văn Thạc sĩ Khoa học: Nghiên cứu cải thiện chất lượng điện áp lưới điện phân phối khi vận hành nguồn thủy điện nhỏ tại tỉnh Lạng Sơn

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN

TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP

HOÀNG VĂN THUẬN

NGHIÊN CỨU CẢI THIỆN CHẤT LƯỢNG ĐIỆN ÁP LƯỚI ĐIỆN PHÂN

PHỐI KHI VẬN HÀNH NGUỒN THỦY ĐIỆN NHỎ TẠI TỈNH LẠNG SƠN

LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC

KỸ THUẬT ĐIỆN

THÁI NGUYÊN - 2020

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN

TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP

HOÀNG VĂN THUẬN

NGHIÊN CỨU CẢI THIỆN CHẤT LƯỢNG ĐIỆN ÁP LƯỚI ĐIỆN PHÂN

PHỐI KHI VẬN HÀNH NGUỒN THỦY ĐIỆN NHỎ TẠI TỈNH LẠNG SƠN

Ngành: Kỹ thuật điện

Mã ngành: 8520201

LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC

KỸ THUẬT ĐIỆN

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:

TS. Nguyễn Minh Ý

THÁI NGUYÊN - 2020

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập – Tự do – Hạnh phúc BẢN XÁC NHẬN CHỈNH SỬA LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ và tên tác giả luận văn: Hoàng Văn Thuận Đề tài luận văn: Nghiên cứu cải thiện chất lượng điện áp lưới điện phân phối khi

vận hành nguồn thủy điện nhỏ tại tỉnh Lạng Sơn

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện, Mã số: 8.52.02.01 Mã số học viên: Tác giả, Người hướng dẫn khoa học và Hội đồng chấm luận văn xác nhận tác giả đã sửa chữa, bổ sung luận văn theo biên bản họp Hội đồng ngày 04/10/2020 với các nội dung sau:

- Nội dung mục 1.4: Tiềm năng của thủy điện đã được rút gọn, bổ sung thêm

những vấn đề liên quan đến nguồn thủy điện vừa và nhỏ.

- Luận văn đã mô phỏng lưới điện 35-kV Tràng Định với những thông số thực. Tuy nhiên, kết quả chạy mô phỏng là chế độ làm việc cực đại của lưới điện trong đó các phụ tải đều đạt giá trị cực đại. Đây là chế độ làm việc năng nề nhất của lưới. Do đó, kết quả mô phỏng cho thấy tổn thất lưới điện cao, điện áp tải thấp, hệ số công suất thấp hơn so với chế độ làm việc bình thường của lưới điện.

- Bộ điều áp dưới tải (OLTC) được thực hiện trên máy biến áp phân phối 110/35-

kV của lưới điện.

- Kết luận chương 3 đã được chỉnh sửa. - Các lỗi chế bản đã được rà soát, chỉnh sửa trong nội dung luận văn. - Tác giả đã điều chỉnh một số nội dung và tích hợp các chương có nội dung phù

hợp.

Thái Nguyên, ngày tháng năm 20…

Giáo viên hướng dẫn Tác giả luận văn

CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG

LỜI CAM ĐOAN

Họ và tên: Hoàng Văn Thuận.

Học viên: Lớp cao học K21, Trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp - Đại học Thái

Nguyên.

Nơi công tác: Công ty Điện lực Lạng Sơn.

Tên đề tài luận văn thạc sĩ: “Nghiên cứu cải thiện chất lượng điện áp LĐPP khi vận

hành nguồn TĐN tại tỉnh Lạng Sơn”.

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện.

Mã số: 8.52.02.01

Tôi xin cam đoan những vấn đề được trình bày trong bản luận văn này là những

nghiên cứu của riêng cá nhân tôi, dưới sự hướng dẫn của TS. Nguyễn Minh Ý và sự giúp

đỡ của các cán bộ Khoa Điện, Trường Đại học Kỹ thuật Công Nghiệp - Đại học Thái

Nguyên. Mọi thông tin trích dẫn trong luận văn này đã được ghi rõ nguồn gốc.

Tôi xin hoàn toàn chịu trách nhiệm về những số liệu trong luận văn này.

Lạng Sơn, ngày tháng năm 2020

Học viên thực hiện

Hoàng Văn Thuận

LỜI CẢM ƠN

Trong suốt thời gian nghiên cứu thực hiện luận văn này tôi luôn nhận được sự hướng

dẫn, chỉ bảo tận tình của TS. Nguyễn Minh Ý, người trực tiếp hướng dẫn luận văn cho

tôi. Tôi xin bày tỏ lòng biết ơn chân thành và sâu sắc tới thầy.

Tôi xin chân thành cảm ơn các thầy cô giáo, cán bộ, kỹ thuật viên trường Đại học

Kỹ thuật Công nghiệp - Đại học Thái Nguyên đã tạo điều kiện giúp đỡ tốt nhất để tôi có

thể hoàn thành đề tài nghiên cứu này. Tôi cũng xin chân thành cảm ơn những đóng góp

quý báu của các bạn cùng lớp động viên và giúp đỡ tôi trong quá trình thực hiện đề tài.

Xin gửi lời chân thành cảm ơn đến các cơ quan xí nghiệp đã giúp tôi khảo sát tìm hiểu

thực tế và lấy số liệu phục vụ cho luận văn.

Cuối cùng, tôi xin được bày tỏ lòng biết ơn chân thành tới gia đình, đồng nghiệp và

bạn bè đã luôn động viên, khích lệ, chia sẻ khó khăn cùng tôi trong suốt quá trình học

tập và nghiên cứu hoàn thiện luận văn này.

Lạng Sơn, ngày tháng năm 2020

Học viên

Hoàng Văn Thuận

iii

MỤC LỤC

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

LỜI CẢM ƠN ............................................................................................................ iii

Mục lục ...................................................................................................................... iv

Danh mục hình vẽ ...................................................................................................... vi

Danh mục bảng biểu ................................................................................................... x

Danh mục các viết tắt ................................................................................................ vi

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

CHƯƠNG 1: ĐIỆN ÁP TRONG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI.................................... 4

1.1. Chất lượng điện áp............................................................................................... 4

1.2. Ảnh hưởng của điện áp ........................................................................................ 6

1.3. Những vấn đề điều chỉnh điện áp ........................................................................ 7

1.4. Tiềm năng và khai thác nguồn thủy điện ............................................................ 8

CHƯƠNG 2: MÔ HÌNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ............................................... 11

2.1. Cơ sở lý thuyết ................................................................................................... 11

2.1.1. Mạng điện 1 pha ............................................................................................. 11

2.1.2. Mạng điện 3 pha ............................................................................................. 14

2.2. Đường dây phân phối ........................................................................................ 18

2.3. Nguồn điện ........................................................................................................ 22

2.4. Phụ tải ................................................................................................................ 25

2.5. MBA điều áp dưới tải ........................................................................................ 33

2.6. Tụ bù .................................................................................................................. 37

2.7. Thiết bị ổn định điện áp ..................................................................................... 39

2.8. Kết luận.............................................................................................................. 41

CHƯƠNG 3: MÔ HÌNH BÀI TOÁN VÀ CÁC THUẬT GIẢI .............................. 42

3.1. Mô hình bài toán ................................................................................................ 42

3.2. Phương pháp Newton-raphson .......................................................................... 43

3.3. Phương pháp tối ưu bày đàn (PSO) ................................................................... 50

3.4. Thuật toán tổng quát .......................................................................................... 53

3.5. Kết luận.............................................................................................................. 55

CHƯƠNG 4: LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TRÀNG ĐỊNH, LẠNG SƠN ................. 56

4.1. Điện lực Tràng Định, Lạng Sơn ........................................................................ 56

4.2. Mô phỏng Matlab Simulink ............................................................................... 58

4.2.1. Công cụ Powergui .......................................................................................... 58

4.2.2. Mô phỏng LĐ Tràng Định .............................................................................. 60

4.3. Kết quả mô phỏng ............................................................................................. 61

4.3.1. Khi chưa có TĐN ........................................................................................... 61

4.3.2. Khi vận hành TĐ Bắc Khê tại Nút 63 ............................................................ 65

4.3.2. Khi phối hợp thiết bị diều chỉnh điện áp ........................................................ 66

4.4. Kết luận.............................................................................................................. 68

KẾT LUẬN VÀ HƯỚNG PHÁT TRIỂN ............................................................... 69

1. Kết luận ................................................................................................................. 69

2. Hướng phát triển ................................................................................................... 69

TÀI LIỆU THAM KHẢO ........................................................................................ 70

Tài liệu tiếng Việt ..................................................................................................... 70

Tài liệu tiếng Anh ..................................................................................................... 71

PHỤ LỤC ................................................................................................................. 73

P1. Kết quả mô phỏng LĐPP khi không có TĐ ....................................................... 73

P1. Kết quả mô phỏng LĐPP khi có TĐN ............................................................... 77

P3. Kết quả mô phỏng LĐPP khi tính toán OLTC ................................................... 82

DANH MỤC CÁC VIẾT TẮT

Chữ viết tắt Thuật ngữ đầy đủ Chú thích

HTĐ Hệ thống điện

LĐ Lưới điện

LĐTT Lưới điện truyền tải

LĐPP Lưới điện phân phối

TTT Trạm truyền tải

TPP Trạm phân phối

TTG Trạm trung gian

ĐD Đường dây

ĐDTT Đường dây truyền tải

ĐDPP Đường dây phân phối

TBA Trạm biến áp

MBA Máy biến áp

CSTD Công suất tác dụng

CSPK Công suất phản kháng

HSCS Hệ số công suất Power factor (PF)

ĐG Điện gió

NPT Nguồn phân tán Distributed generation (DG)

NLTT Năng lượng tái tạo

TĐ Thủy điện

TĐV&N Thủy điện vừa và nhỏ

TĐN Thủy điện nhỏ

ĐMT Điện mặt trời

CA Cao áp

TA Trung áp

HA Hạ áp

OLTC Bộ điều áp dưới tải On- load tap changer

TB Tụ bù

TBT Tụ bù trạm

TBN Tụ bù nhánh

VR Bộ ổn áp Voltage regulator

SVR Bộ ổn áp bước Stepper voltage regulator

PT Biến áp Potential transformer

CT Biến dòng Curent transformer

NR Thuật toán Newton-Raphson

PSO Thuật toán tối ưu bày đàn Particle swarm optimization

AC Xoay chiều

DC Một chiều

vii

DANH MỤC HÌNH VẼ

Hình 2.1. Mạch điện thực (a) và trong miền phức (b). ............................................. 12

Hình 2.2. Sơ đồ điện áp, dòng điện, công suất và HSCS. (a) tải cảm, (b) tải dung. 14

Hinh 2.4. Sơ đồ véc-tơ điện áp 3 pha. ...................................................................... 15

Hình 2.5. Điện áp pha, điện áp dây của hệ thống 3 pha đối xứng. ........................... 16

Hình 2.6. LĐPP hình tia. .......................................................................................... 18

Hình 2.7. Các phần tử chính trong LĐPP. ................................................................ 19

Hình 2.8. Mô hình đường dây điện tổng quát. ......................................................... 21

Hình 2.9. Sơ đồ nguyên lý cấu tạo máy phát điện và hệ thống điều khiển. ............. 22

Hình 2.10. Sơ đồ véc-tơ điện áp và dòng điện máy phát. ........................................ 23

Hình 2.11. Sơ đồ véc-tơ công suất phát của máy phát. ............................................ 23

Hình 2.12. CSTD, CSPK của máy phát.................................................................... 24

Hình 2. 13 . Đồ thị phụ tải ngày. .............................................................................. 26

Hình 2. 14. Đồ thị phụ tải tháng. .............................................................................. 26

Hình 2. 15. Đồ thị phụ tải năm (đồ thị phụ tải kéo dài). .......................................... 27

Hình 2. 16. Phụ tải 3 pha tại Nút i đấu nối sao (a) và tam giác (b). ........................ 31

Hình 2.17. Sơ đồ nguyên lý OLTC. ......................................................................... 33

Hình 2.18. Sơ đồ thay thế tổng quát MBA OLTC. .................................................. 35

Hình 2.19. Sơ đồ điều khiển MBA OLTC. .............................................................. 36

Hình 2.20. Sơ đồ TB tại nút j. .................................................................................. 38

Hình 2.21. Thiết bị ổn định điện áp. ......................................................................... 39

Hình 2.22. Thiết bị điều chỉnh điện áp (biên độ). .................................................... 40

Hình 2.23. Thiết bị điều chỉnh góc pha (dịch pha). .................................................. 40

Hình 3.1. Thuật toán NR. ......................................................................................... 49

Hình 3.2. Thuật toán PSO. ........................................................................................ 52

Hình 3.3. Thuật toán tổng quát của bài toán. ........................................................... 54

Hình 4.1. Các phương pháp mô phỏng trong Powergui. .......................................... 58

Hình 4.3. CSTD, CSPK của phụ tải. ........................................................................ 62

Hình 4.3. Kết quả mô phỏng lưới điện 35-kV Tràng Định. ..................................... 63

viii

Hình 4.4. Phân bố điện áp trong LĐ. ........................................................................ 64

Hình 4.4. Phân bố điện áp trong LĐ khi có TĐ. ...................................................... 65

Hình 4.5. Phân bố điện áp trong LĐ khi tính OLTC. ............................................... 67

Hình 4.6. So sánh điện áp LĐ trong các trường hợp: Không có TĐ, có TĐ và điều

chỉnh OLTC. ............................................................................................................. 67

DANH MỤC BẢNG BIỂU

Bảng 2.1. Bảng tra thông số dây dẫn phổ biến ......................................................... 20

Bảng 3.1. Loại nút và thông số trong lưới điện. ....................................................... 44

Bảng 4.1. Các chỉ tiêu kỹ thuật của LĐ Tràng Định khi không có TĐ. ................... 64

Bảng 4.2. Các chỉ tiêu kỹ thuật của LĐ Tràng Định khi có TĐ Bắc Khê. ............... 65

Bảng 4.3. Các chỉ tiêu kỹ thuật của LĐ Tràng Định khi tính OLTC. ...................... 66

MỞ ĐẦU

Điện áp là một chỉ tiêu quan trọng hàng đầu để đánh giá chất lượng cung cấp điện

năng cho khách hàng, bị tác động bởi thông số trên đường dây. Nó thể có các dạng như:

sự biến đổi dài hạn của điện áp so với định mức, điện áp thay đổi đột ngột, những xung

dao động hoặc điện áp ba pha không cân bằng. Bên cạnh đó, tính không đồng đều như

tần số thay đổi, sự không tuyến tính của hệ thống hoặc trở kháng phụ tải sẽ làm méo

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

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

thống, các điều luật và quy định được đưa ra yêu cầu điện áp cung cấp không được vượt

quá ngưỡng dung sai cho phép.

Tiêu chuẩn EN50160 của Châu Âu chỉ ra rằng dải biến đổi giá trị hiệu dụng của

điện áp cung cấp trong 10 phút (điện áp pha hoặc điện áp dây) là 10%, với 95% thời

gian trong tuần. Với HTĐ 3 pha 4 dây, là 230 V giữa pha và trung tính. Điều này có

nghĩa là mỗi tuần có hơn 8 giờ không có giới hạn cho giá trị của điện áp cung cấp. Cũng

có một số ý kiến cho rằng dung sai điện áp 10% là quá rộng.

Ở Việt Nam, chất lượng điện năng được quy định tại Luật Điện lực, Quy phạm

trang bị điện, Tiêu chuẩn kỹ thuật điện và gần đây nhất là Thông tư 32/2010/TT-BCT:

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

5% so với điện áp danh định và được xác định tại phía thứ cấp của MBA cấp điện cho

bên mua hoặc tại vị trí khác do hai bên thỏa thuận trong hợp đồng khi bên mua đạt HSCS

cosφ = 0.85 và thực hiện đúng biểu đồ phụ tải đã thỏa thuận trong hợp đồng.

- Trong trường hợp LĐ chưa ổn định, điện áp được dao động từ +5 % đến -10 %.

Ngoài ra, độ lệch điện áp cũng được quy định đối với thiết bị điện khác nhau:

- Độ lệch cho chiếu sáng công nghiệp và công sở, đèn pha trong giới hạn: từ –2.5%

đến +5 %.

- Độ lệch cho động cơ: từ –5.5% đến +10%.

- Các phụ tải còn lại: –5% đến +5%.

Trong những năm gần đây, do nhu cầu năng lượng ngày càng tăng và cuộc chiến

chống biến đổi khí hậu toàn cầu trở nên cấp bách, nhiều quốc gia đã hướng tới việc ưu

tiên phát triển nguồn TĐ, trong đó đã chú trọng thích đáng đến nguồn thủy điện nhỏ

(TĐN), một nguồn năng lượng tái tạo (NLTT) quý giá. Nguồn TĐN có những lợi ích

đặc biệt vì công nghệ đã được phát triển lâu đời ở mức hoàn thiện, khả thi về mặt kinh

tế (chi phí lắp đặt thấp), tác động tiêu cực đến môi trường không đáng kể, và góp phần

rất quan trọng vào giải quyết vấn đề điện khí hóa nông thôn, nâng cao mức sống và điều

kiện sản suất, thúc đẩy phát triển kinh tế nông thôn, xóa đói giảm nghèo, nâng cao dân

trí đối với đồng bào vùng sâu, vùng xa tại các nước đang phát triển.

Những điều trên đây chính là lý do để Liên Hiệp Quốc (LHQ) thời gian qua theo

chu kỳ ba năm một lần lại xuất bản các báo cáo về tình hình phát triển TĐN trên toàn

thế giới. Báo cáo năm 2016 (World Small Hydropower Development Report 2016) là

kết quả hợp tác to lớn giữa Tổ chức Phát triển Công nghiệp LHQ (UNIDO), Trung tâm

Quốc tế về TĐN (ICSHP) và hơn 230 chuyên gia, kỹ sư, viện sỹ, quan chức chính phủ

về TĐN trên khắp thế giới. Báo cáo đã cập nhật tình hình hiện trạng và tiềm năng phát

triển TĐN của hầu hết các quốc gia trên toàn thế giới. Nội dung cơ bản của Báo cáo -

2016 có thể tóm lược như sau: Năm 2016 trên toàn thế giới, tổng công suất các dự án

TĐN (< 10MW) đang hoạt động khoảng 78GW, chiếm 6,5% tổng công suất các dự án

thủy (kể cả TĐ tích năng - khoảng 1.200GW), 7% tổng công suất nguồn NLTT và 1,9%

tổng công suất tất cả các loại nguồn điện; tăng hơn 4% so với số liệu trong Báo cáo -

2013. Về thứ hạng trong các nguồn NLTT, TĐN đứng ở vị trí thứ 4 sau TĐ vừa và lớn

(54%), gió (22%), mặt trời (11%) và trên sinh khối (5%), địa nhiệt (1%). Năm 2016,

tổng tiềm năng TĐN cũng đã được nghiên cứu, đánh giá và bổ sung lên đến 217GW,

tăng 24% so với số liệu năm 2013.

Việt Nam là nước có tiềm năng TĐN phong phú, với tổng công suất các công trình

đang hoạt động chiếm gần 26% tổng tiềm năng đã được phát hiện và chiếm tỷ trọng áp

đảo tới 78,5% tổng công suất của toàn ASEAN. Hiện nay, tổng công suất TĐN tại Việt

Nam là khoảng 1.836MW, đối với TĐN có công suất đặt dưới 10MW theo quy định của

quốc tế, còn theo quy định của Việt Nam, TĐN là các dự án có công suất đặt đến dưới

30MW thì tổng công suất TĐN là trên 2.000MW (theo Quy hoạch điện VII - hiệu chỉnh,

tổng công suất nguồn NLTT (chủ yếu là TĐN) năm 2015 là 2.300MW).

Mặc dù việc phát triển TĐN trong những năm qua đã được quan tâm đáng kể và

có những kết quả đáng khích lệ, mang lại hiệu quả to lớn đối với sự phát triển kinh tế,

xã hội và đất nước. Việc khai thác vận hành TĐN cũng gây ra một số tác động về kỹ

thuật, môi trường như sau.

Thứ nhất, việc vận hành TĐN trong lưới điện phân phối (LĐPP) trung và hạ áp

(10-35kV) có thể tạo ra dòng công suất ngược phát về LĐ truyền tại (LĐTT), gây ảnh

hưởng đến chế độ làm việc của các thiết bị bù (TB) và điều chỉnh điện áp như OLTC –

thiết bị điều áp dưới tải (OLTC) trong máy triến áp (MBA) phân phối, làm cho điện áp

tại một số nút sụt áp, một số nút khác quá áp, không đảm bảo về chất lượng điện áp của

lưới điện. Bên cạnh đó, sự xuất hiện dòng công suất ngược có thể gây quá tải đường

dây, ảnh hưởng đến chế độ làm việc của các thiết bị bảo vệ, gây tác động nhầm, mất khả

năng cắt chọn lọc, cô lập và loại trừ sự cố trong lưới điện, tăng tổn thất công suất trong

lưới điện.

Thứ hai, đầu tư phát triển thuỷ điện vừa và nhỏ phải gắn liền với bảo vệ môi trường.

TĐN tuy không có đập tích nước, tuy nhiên nó cũng làm thay đổi về dòng chảy, gây ra

những ảnh hưởng nhất định đối với môi trường, đặc biệt là đối với các thành phần kinh

tế phụ thuộc vào nguồn nước dòng chảy như nông lâm nghiệp, thủy sản, du lịch, v.v.

Ngoài ra, TNĐ cũng chiếm một phần diện tích đất và diện tích rừng bị phá cho một công

trình thuỷ điện vừa, hoặc nhỏ. Tuy khối lượng xây dựng không lớn, mặt bằng xây dựng

không nhiều nhưng diện tích rừng bị chặt phá nhiều là do làm đường và các hoạt động

phụ trợ khác liên quan đến xây dựng, khai thác và vận hành TĐN.

Trong nội dung luận văn thạc sĩ, tôi tập trung nghiên cứu vấn đề cải thiệt chất

lượng điện áp LĐPP khi vận hành nguồn TĐN tại tỉnh Lạng Sơn.

CHƯƠNG 1

ĐIỆN ÁP TRONG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

1.1. CHẤT LƯỢNG ĐIỆN ÁP

Ngày nay, các thiết bị điện sử dụng trong sinh hoạt và sản xuất công nghiệp ngày

càng đa dạng và phong phú về số lượng và chủng loại. Cùng với sự gia tăng về quy mô

thì các vấn đề kỹ thuật cũng rất được quan tâm, đó là việc nâng cao chất lượng điện năng

ở LĐPP. Điều này có ảnh hưởng đáng kể đến chất lượng điện năng và chỉ tiêu kinh tế

chung của toàn hệ thống.

Điện áp là một chỉ tiêu quan trọng hàng đầu để đánh giá chất lượng điện năng cung

cấp. Thực tế cho thấy chất lượng cung cấp điện bị ảnh hưởng đáng kể bởi chất lượng

điện áp cung cấp cho khách hàng, nó bị tác động bởi các thông số trên đường dây khác

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

điện áp thay đổi đột ngột, những xung dốc dao động hoặc điện áp ba pha không cân

bằng. Hơn nữa tính không đồng đều như tần số thay đổi, sự không tuyến tính của hệ

thống hoặc trở kháng phụ tải sẽ làm méo dạng sóng điện áp, các xung nhọn do các thu

lôi sinh ra cũng có thể được lan truyền trong hệ thống cung cấp.

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

mức độ nhất định, luật và các quy định khác nhau tồn tại trong các vùng khác nhau để

chắc rằng mức độ của điện áp cung cấp không được ra ngoài dung sai quy định. Các đặc

tính của điện áp cung cấp được chỉ rõ trong các tiêu chuẩn chất lượng điện áp, thường

được mô tả bởi tần số, độ lớn, dạng sóng và tính đối xứng của điện áp 3 pha. Trên thực

tế có sự dao động tương đối rộng trong việc chấp nhận các dung sai có liên quan đến

điện áp. Các tiêu chuẩn luôn luôn được phát triển hợp lý để đáp lại sự phát triển của kỹ

thuật kinh tế và chính trị.

Bởi một vài nhân tố ảnh hưởng đến điện áp cung cấp là ngẫu nhiên trong không

gian và thời gian, nên một vài đặc trưng có thể được mô tả trong các tiêu chuẩn với các

tham số tĩnh để thay thế cho các giới hạn đặc biệt. Một khía cạnh quan trọng trong việc

áp dụng các tiêu chuẩn là để xem xét ở nơi nào và ở đâu trong mạng cung cấp, các đặc

tính của điện áp là định mức. Tiêu chuẩn Châu Âu EN50160 chỉ rõ các đặc điểm của

điện áp ở các đầu cuối cung cấp cho khách hàng dưới các điều kiện vận hành bình

thường. Các đầu cuối cung cấp được định nghĩa là điểm kết nối của khách hàng nối vào

hệ thống công cộng.

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

Châu Âu, dải biến đổi giá trị hiệu dụng của điện áp cung cấp trong 10 phút (điện áp pha

hoặc điện áp dây) là 10% với 95% thời gian trong tuần. Với HTĐ áp 3 pha 4 dây, là 230

V giữa pha và trung tính. Nói đúng ra, điều này có nghĩa là mỗi tuần có hơn 8 giờ không

có giới hạn cho giá trị của điện áp cung cấp. Cũng có một số ý kiến cho rằng dung sai

điện áp 10% là quá rộng.

Ở Việt Nam, chất lượng điện năng được quy định tại TCVN, Luật Điện lực, Quy

phạm trang bị điện, Tiêu chuẩn kỹ thuật điện và gần đây nhất là Thông tư 32/2010/TT-

BCT:

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

5% so với điện áp danh định và được xác định tại phía thứ cấp của MBA cấp điện cho

bên mua hoặc tại vị trí khác do hai bên thỏa thuận trong hợp đồng khi bên mua đạt HSCS

cosφ = 0.85 và thực hiện đúng biểu đồ phụ tải đã thỏa thuận trong hợp đồng.

- Trong trường hợp LĐ chưa ổn định, điện áp được dao động từ +5 % đến -10 %.

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

đối ngắn. Phụ tải chịu ảnh hưởng của dao động điện áp không những về biên độ dao

động mà cả về tần số xuất hiện các dao động đó. Nguyên nhân chủ yếu gây ra dao động

điện áp là do các thiết bị có cosφ thấp và các phụ tải lớn làm việc đòi hỏi đột biến về

tiêu thụ CSTD và CSPK như: các lò điện hồ quang, các máy hàn, các máy cán thép cỡ

lớn, v.v.

Độ lệch điện áp tại phụ tải là giá trị sai lệch giữa điện áp thực tế trên cực của các

thiết bị điện so với điện áp định mức của mạng điện. Độ lệch điện áp được tiêu chuẩn

hóa theo mỗi nước. Ở Việt Nam quy định:

- Độ lệch cho chiếu sáng công nghiệp và công sở, đèn pha trong giới hạn: từ –2.5%

đến +5 %.

- Độ lệch cho động cơ: từ –5.5% đến +10%.

- Các phụ tải còn lại: –5% đến +5%.

Với các sự cố xảy ra trên ĐDTT mặc dù không gây ra mất điện cho khách hàng do

đã được bảo vệ bởi các thiết bị bảo vệ như rơle, máy cắt tự động, v.v. Tuy nhiên hiện

tượng sụt áp vẫn xảy ra. Do đó phải đảm bảo không được tăng quá 110 % điện áp danh

định ở các pha không bị sự cố đến khi sự cố bị loại trừ. Ngoài ra bên cung cấp và khách

hàng cũng có thể thoả thuận trị số điện áp đấu nối, trị số này có thể cao hơn hoặc thấp

hơn các giá trị được ban hành.

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

phân phối hạ áp các thiết bị điện đều có thể được nối với nó cả về không gian và thời

gian (tại bất kỳ vị trí nào, bất kỳ thời gian nào). Vì vậy trong toàn bộ lưới phân phối hạ

áp điện áp phải được thỏa mãn các tiêu chuẩn.

1.2. ẢNH HƯỞNG CỦA ĐIỆN ÁP

- Đối với động cơ:

Mô men của động cơ không đồng bộ tỷ lệ với bình phương điện áp U đặt vào động

cơ. Đối với động cơ đồng bộ khi điện áp thay đổi làm cho momen quay thay đổi, khả

năng phát CSPK của máy phát và máy bù đồng bộ giảm đi khi điện áp giảm quá 5% so

với định mức. Vì vậy bất kỳ sự thay đổi điện áp nào cũng tác động không tốt đến sự làm

việc của các động cơ.

- Đối với thiết bị chiếu sáng:

Các thiết bị chiếu sáng rất nhạy cảm với điện áp, khi điện áp giảm 2.5% thì quang

thông của đèn dây tóc giảm 9%. Đối với đèn huỳnh quang khi điện áp tăng 10% thì tuổi

thọ của nó giảm (20-25)%, với các đèn có khí, khi điện áp giảm xuống quá 20% định

mức thì nó sẽ tắt và nếu duy trì độ tăng điện áp kéo dài thì có thể cháy bóng đèn. Đối

với các đèn hình khi điện áp nhỏ hơn 95% điện áp định mức thì chất lượng hình ảnh bị

méo. Các đài phát hoặc thu vô tuyến, các thiết bị liên lạc bưu điện, các thiết bị tự động

hóa rất nhạy cảm với sự thay đổi của điện áp. Như khi xảy ra dao động điện áp nó sẽ

gây ra dao động ánh sáng, làm hại mắt người lao động, gây nhiễu máy thu thanh, máy

thu hình và thiết bị điện tử. Chính vì thế độ lệch điện áp cho phép đối với các thiết bị

chiếu sáng và thiết bị điện tử được quy định nhỏ hơn so với các thiết bị điện khác.

- Các dụng cụ đốt nóng, các bếp điện trở:

Công suất tiêu thụ trong các phụ tải loại này tỷ lệ với bình phương điện áp đặt vào.

Khi điện áp giảm hiệu quả đốt nóng của các phần tử giảm rõ rệt. Đối với các lò điện sự

biến đổi điện áp ảnh hưởng nhiều đến đặc tính kinh tế kỹ thuật của các lò điện.

- Đối với nút phụ tải tổng hợp:

Khi thay đổi điện áp ở nút phụ tải tổng hợp bao gồm các phụ tải thành phần thì

CSTD và phản kháng do nó sử dụng cũng biến đổi theo đường đặc tính tĩnh của phụ tải.

CSTD ít chịu ảnh hưởng của điện áp so với CSPK. Khi điện áp giảm thì CSTD và CSPK

đều giảm, đến một giá trị điện áp Ugh nào đó, nếu điện áp tiếp tục giảm CSPK tiêu thụ

tăng lên, hậu quả là điện áp lại càng giảm và phụ tải ngừng làm việc, hiện tượng này gọi

là hiện tượng thác điện áp, có thể xảy ra với một nút phụ tải hay toàn HTĐ khi điện áp

giảm xuống (70-80)% so với điện áp định mức ở nút phụ tải. Đây là một sự cố vô cùng

nguy hiểm cần phải có biện pháp ngăn chặn kịp thời.

- Đối với HTĐ:

Sự biến đổi điện áp ảnh hưởng đến các đặc tính kỹ thuật của HTĐ. Điện áp giảm sẽ

làm giảm CSPK do máy phát điện và các thiết bị bù sinh ra. Đối với MBA, khi điện áp

tăng, làm tăng tổn thất không tải, tăng độ cảm ứng từ trong lõi thép gây phát nóng cục

bộ. Khi điện áp tăng quá cao có thể chọc thủng cách điện.

1.3. NHỮNG VẤN ĐỀ ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP

Để duy trì điện áp trên đầu cực thiết bị dùng điện trong miền giới hạn hay nằm

trong phạm vi cho phép chúng ta phải áp dụng các biện pháp điều chỉnh điện áp để ít

nhất có thể bù được các tổn thất điện áp do các phần tử trong các hệ thống cung cấp điện

gây ra và trong nhiều trường hợp chúng ta phải phối hợp nhiều biện pháp điều chỉnh

điện áp với nhau vì có phương pháp điều chỉnh này có thể cải thiện được thông số này

nhưng lại gây ảnh hưởng không tốt đến các thông số khác. Nhìn chung, trong các biện

pháp điều chỉnh điện áp hiện nay chúng ta thấy rằng:

Đối với các phương pháp điều chỉnh điện áp ở thanh cái trạm phát điện: Bằng cách

thay đổi kích từ của máy phát điện để điều chỉnh điện áp ở thanh cái trạm phát điện.

Biện pháp này thực hiện đơn giản và có ảnh hưởng chung trong toàn mạng. Nhưng bất

cập ở chỗ, nếu đáp ứng tốt cho phụ tải ở gần thì lại không phù hợp với phụ tải ở xa và

ngược lại.

Đối với các MBA trung gian (TBA trung gian) cấp điện cho một vùng rộng lớn,

thường dùng MBA có điều chỉnh điện áp dưới tải. Trong trường hợp chỉ có MBA thường

thì thanh cái phía hạ áp của MBA của MBA nên đặt các máy đồng bộ công suất lớn để

tiến hành điều chỉnh điện áp.

Điều chỉnh điện áp riêng cho từng điểm trong mạng điện: Ở những nơi phụ tải yêu

cầu cao về điện áp, chúng ta có thể đặt các thiết bị điều chỉnh điện áp như: MBA có tự

động điều chỉnh điện áp, máy bù đồng bộ, tụ điện tĩnh, v.v. Phương pháp điều chỉnh này

thích hợp với yêu cầu của từng phụ tải và luôn được ưu tiên chú ý sử dụng, song có

nhược điểm là phải dùng nhiều thiết bị điều chỉnh phân tán.

Trong thực tế phải phối hợp giữa điều chỉnh ở trung tâm và cục bộ mạng điện.

Đồng thời ngoài việc dùng các thiết bị điều chỉnh điện áp chúng ta phải áp dụng các biện

pháp tổng hợp khác để đảm bảo lợi ích của toàn hệ thống.

Điện áp tại các điểm nút trong hệ thống được duy trì ở một giá trị định trước nhờ

có những phương thức vận hành hợp lý, chẳng hạn như tận dụng CSPK của các máy

phát hoặc máy bù đồng bộ, ngăn ngừa quá tải tại các phần tử của HTĐ, tăng và giảm tải

hợp lý của những ĐDTT, chọn tỷ số biến đổi thích hợp ở các MBA hay sử dụng các

thiết bị bù truyền thống và hiện đại để bù lượng CSPK nhằm nâng cao chất lượng điện.

1.4. TIỀM NĂNG VÀ KHAI THÁC NGUỒN THỦY ĐIỆN

Do vị trí địa lý của Việt Nam nằm trong vùng khí hậu nhiệt đới, nóng ẩm mưa

nhiều, nên đất nước ta có nguồn tài nguyên thủy năng tương đối lớn. Phân bố địa hình

trải dài từ Bắc vào Nam với bờ biển hơn 3400 km cùng với sự thay đổi cao độ từ hơn

3100 m cho đến độ cao mặt biển đã tạo ra nguồn thế năng to lớn do chênh lệch địa hình

tạo ra.

Nhiều nghiên cứu đánh giá đã chỉ ra rằng, Việt Nam có thể khai thác được nguồn

công suất TĐ vào khoảng 25.000 - 26.000 MW, tương ứng với khoảng 90 -100 tỷ kWh

điện năng. Tuy nhiên, trên thực tế, tiềm năng về công suất TĐ có thể khai thác còn nhiều

hơn. Theo kinh nghiệm khai thác TĐ trên thế giới, công suất TĐ ở Việt Nam có thể khai

thác trong tương lai có thể bằng từ 30.000 MW đến 38.000 MW và điện năng có thể

khai thác được 100 - 110 tỷ kWh.

Trước năm 1954, các công trình TĐ được người Pháp nghiên cứu khai thác TĐ -

thủy lợi để phục vụ cho mục đích khai thác thuộc địa. Các công trình TĐ được lựa chọn

tại các vị trí thuận lợi, có thể xây dựng nhanh, với chi phí thấp, chưa có nghiên cứu sâu

về quy hoạch tổng thể.

Thời gian tiếp theo (1954 -1975), với sự giúp đỡ của các chuyên gia Liên Xô và

Trung Quốc, các nghiên cứu đánh giá tiềm năng TĐ cho lưu vực sông Hồng đã được

thực hiện từ năm 1956. Ngày 19/8/1964, công trình TĐ có quy mô lớn đầu tiên với sự

giúp đỡ của Liên Xô đã được khởi công xây dựng: TĐ Thác Bà trên sông Chảy, công

suất ban đầu 108 MW. Đây là cái nôi đào tạo đội ngũ phát triển TĐ cho ngành Điện sau

này.

Tại miền Nam, năm 1961, người Nhật tài trợ theo chương trình đền bù chiến phí

của chiến tranh thế giới thứ hai để xây dựng dự án TĐ Đa Nhim, công suất 160 MW.

Tuy nhiên, do ảnh hưởng của chiến tranh, Nhà máy phải ngừng hoạt động vào năm 1965,

sau gần một năm đưa vào vận hành.

Giai đoạn 1975 - 1994, với sự giúp đỡ lớn lao từ nước bạn Liên Xô, Việt Nam đã

xây dựng thành công TĐ Hòa Bình, là dấu mốc quan trọng về khai thác thủy năng to lớn

cho đất nước. Tại miền Nam, công tác khắc phục Nhà máy TĐ Đa Nhim được thực hiện

khẩn trương, và cuối năm 1975, Nhà máy đã vận hành trở lại. Để tiếp tục bổ sung nguồn

điện cho miền Nam, ngày 30/4/1984, TĐ Trị An đã chính thức khởi công xây dựng.

Trong giai đoạn này, tại miền Trung, một số TĐN và vừa cũng bắt đầu được các đơn vị

khảo sát - thiết kế trong nước bắt tay thực hiện như TĐ Đrây H’linh (12 MW), TĐ Vĩnh

Sơn (66 MW).

Từ 1995 đến năm 2005, đánh dấu là giai đoạn phát triển mạnh của TĐ của Việt

Nam. Nhiều công trình TĐ được xây dựng và đưa vào vận hành, bao gồm cả những

công trình TĐ lớn, đa mục tiêu: TĐ Ialy, TĐ Hàm Thuận - Đa Mi, TĐ Sê San 3, TĐ

Tuyên Quang. Giai đoạn này cũng chứng kiến sự phát triển vượt bậc và chuyển biến về

chất của kỹ thuật xây dựng TĐ trên tất cả các lĩnh vực, từ quản lý dự án, tư vấn xây

dựng, thi công và vận hành nhà máy TĐ. Từ việc phải phụ thuộc hoàn toàn vào kỹ thuật

từ nước ngoài, đội ngũ người Việt đã tự chủ được tất cả công đoạn để xây dựng thành

công các công trình TĐ, với bất kể qui mô nào.

Thời kỳ này đã xuất hiện hàng loạt thành tựu kỹ thuật hoàn toàn do các kỹ sư trong

nước làm chủ. Cùng với việc áp dụng thành công những kết cấu trong xây dựng đập,

công tác chế tạo thiết bị cơ khí thủy công cho các dự án TĐ đã có tiến bộ vượt bậc. Hầu

như toàn bộ thiết bị cơ khí thủy công trong giai đoạn này là do các nhà máy cơ khí trong

nước đảm nhận.

Từ năm 2006 đến nay, đây là giai đoạn tiếp nối quan trọng trong việc khai thác năng

lượng TĐ của đất nước. Những dự án TĐ lớn nhất được xây dựng và hoàn thành trong

thời kỳ này như: TĐ Sơn La (2400 MW), TĐ Lai Châu (1200 MW) và TĐ Huội Quảng

(560 MW). Phát triển TĐ bắt đầu đi vào chiều sâu. Đến năm 2018, đã có tổng số 80 dự

án TĐ lớn và TĐ vừa vào vận hành với tổng công suất lắp máy là 15.999 MW.

Có thể nói, tới nay các dự án TĐ lớn có công suất trên 100 MW hầu như đã được

khai thác hết. Các dự án có vị trí thuận lợi, chi phí đầu tư thấp cũng đã được triển khai

thi công. Một số nhà máy TĐ đang được xây dựng mở rộng và các nhà máy TĐ tích

năng sẽ được tiến hành đầu tư để phù hợp với cơ cấu nguồn điện trong HTĐ quốc gia.

Mục tiêu là đến năm 2020, khai thác TĐ đạt tổng công suất lắp đặt 21.600 MW; đến

năm 2025 đạt 24.600 MW và đến năm 2030 đạt 27.800 MW. Hiện nay, hầu hết các dòng

sông, suối đã được nghiên cứu quy hoạch với 824 dự án TĐ có tổng công suất 24.778

MW, bằng 95,3% tiềm năng khả thi nêu trên. Trong số đó, đã vận hành khai thác 17.987

MW; đang thi công xây dựng 165 dự án có tổng công suất 3.348 MW; đã cho phép

nghiên cứu đầu tư 260 dự án có tổng công suất 3.050 MW; còn lại 56 dự án (chủ yếu

quy mô nhỏ) chưa phê duyệt chủ trương đầu tư, tổng công suất 393,5 MW. Việc đầu tư

xây dựng các dự án TĐ đã thu hút mạnh mẽ các thành phần kinh tế; hầu hết các dự án

TĐV&N do doanh nghiệp ngoài nhà nước làm Chủ đầu tư.

CHƯƠNG 2

MÔ HÌNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

Hệ thống điện (HTĐ) là tập hợp các phần tử tham gia vào quá trình sản xuất, truyền

tải và tiêu thụ năng lượng. Các phần tử của HTĐ được chia thành hai nhóm: Các phần

tử lực bao gồm các phần tử làm nhiệm vụ sản xuất, biến đổi, truyền tải, phân phối và sử

dụng điện năng như máy phát điện, đường dây tải điện và các thiết bị dùng điện. Các

phần tử điều khiển bao gồm các phần tử làm nhiệm vụ điều khiển, điều chỉnh trạng thái

HTĐ như điều chỉnh kích từ máy phát đồng bộ, điều chỉnh tần số, điều chỉnh điện áp,

bảo vệ rơle, tự động hóa, v.v. Mỗi phần tử của HTĐ được đặc trưng bởi các thông số,

được xác định về lượng bởi tính chất vật lý của các phần tử, vai trò nhiệm vụ của chúng

thể hiện qua vị trí trên sơ đồ và các mối quan hệ giữa các phần tử.

Căn cứ theo chức năng nhiệm vụ trong HTĐ, Thông tư 32/2010/TT- BCT quy định

phân loại lưới điện:

- Lưới điện truyền tải (LĐTT): Là phần LĐ bao gồm các đường dây và TBA có

cấp điện áp từ 220kV trở lên, các đường dây và TBA có điện áp 110kV có chức năng

truyền tải để tiếp nhận công suất từ các nhà máy điện vào HTĐ quốc gia.

- Lưới điện phân phối (LĐPP): Là phần LĐ bao gồm các đường dây và TBA có

cấp điện áp từ 35kV trở xuống, các đường dây và TBA có điện áp 110kV có chức năng

phân phối điện. Lưới phân phối có một số đặc điểm quan trọng:

+ Trực tiếp đảm bảo chất lượng điện cung cấp cho các hộ phụ tải. Lưới phân phối

trực tiếp cung cấp điện cho các thiết bị điện nên nó ảnh hưởng trực tiếp đến tuổi thọ,

công suất và hiệu quả của các thiết bị điện.

+ Tổng quy mô của lưới phân phối chiếm tỷ trọng lớn trong HTĐ, sử dụng tỷ lệ

vốn khoảng 50% vốn của HTĐ (35% cho nguồn điện, 15% cho lưới truyền tải).

+ Tỷ lệ tổn thất điện năng rất lớn: khoảng (40-50) % tổn thất toàn HTĐ xảy ra trên

lưới phân phối.

2.1. CƠ SỞ LÝ THUYẾT

2.1.1. Mạng điện 1 pha

Điện áp và dòng điện xoay chiều (AC) với tần số cơ sở (tần số công nghiệp, 50 Hz)

được đặc trung bởi 2 thông số cơ bản: biên độ và góc pha.

(2.1)

Trong đó, Vmax là biên độ hay giá trị cực đại tức thời của điện áp, δ là góc pha hay

góc lệch pha so với giá trị cơ sở cos(ωt). Trung bình bình phương (RMS) còn gọi là giá

trị hiệu dụng của của điện áp:

(2.2)

Sử dụng phương trình Euler, , điện áp AC và giá trị hiệu dụng

có thể biểu diễn như sau:

(2.3)

Trên miền phức (Phasor), điện áp AC được biểu diễn bởi 1 số phức với biên độ là

giá trị hiệu dụng và góc pha tương ứng:

(2.4)

Hình 2.1. Mạch điện thực (a) và trong miền phức (b).

Dòng điện và điện áp trong mạch điện Hình 2.1 (a):

(2.5)

Công suất tức thời truyền trên mạch điện được tính như sau:

(2.6)

(2.7)

(2.8)

Trong đó, góc lệch pha giữa điện áp và dòng điện  = ( - ) gọi là góc công suất;

 > 0 tức phụ tải có tính cảm kháng,  < 0 tức phụ tải có tính dung kháng,  = 0 tức tải

thuần trở; pR(t) là thành phần công suất tiêu thụ bởi điện trở của phụ tải, pX(t) là thành

phần công suất nạp/xả do thành phần điện cảm, điện dung của phụ tải.

(2.9)

Công suất tác dụng (CSTD) là công suất trung bình tiêu thụ bởi thành phần điện trở:

(2.10)

(2.11)

Công suất phản kháng (CSPK) là biên độ của thành phần nạp/xả do điện cảm, điện

dung của phụ tải:

(2.12)

Hệ số công suất (HSCS) là một chỉ số quan trọng trong lưới điện.

(2.13)

Khi mạch điện được biểu diễn trong miền phức, công suất phức:

(2.14)

(2.15)

Trong đó, phần thực của công suất phức là CSTD (P), phần ảo là CSPK (Q).

Công suất biểu kiến: là giá trị biên độ của công suất phức.

(2.16)

Véc-tơ điện áp, dòng điện, công suất phức, CSTD, CSPK và góc công suất được

biểu diễn trong Hình 2.2 (a) và (b).

(a)

(b)

Hình 2.2. Sơ đồ điện áp, dòng điện, công suất và HSCS. (a) tải cảm, (b) tải dung.

2.1.2. Mạng điện 3 pha

Trong thực tế, HTĐ công nghiệp được thiết kế xây dựng 3 pha. So với điện 1 pha,

HTĐ 3 pha có những ưu điểm nổi bật sau:

- Việc truyền tải điện năng bằng mạch điện sẽ giúp tiết kiệm dây dẫn hơn điện 1

pha.

- HTĐ 3 pha luôn có cấu tạo đơn giản và đặc tính tốt hơn rất nhiều so với điện xoay

chiều 1 pha.

- Được sử dụng cả cho mạng điện gia đình và công nghiệp, đặc biệt cho máy điện

quay (động cơ) công suất lớn.

Sơ đồ HTĐ 3 pha được mô tả trong Hình 2.3.

Hình 2.3. Sơ đồ HTĐ 3 pha.

Điện áp pha của HTĐ 3 pha đối xứng:

(2.17)

Biểu diễn trong miền phức:

(2.18)

Hinh 2.4. Sơ đồ véc-tơ điện áp 3 pha.

Điện áp và dòng điện:

(2.19)

Điện áp dây:

(2.20)

Hình 2.5. Điện áp pha, điện áp dây của hệ thống 3 pha đối xứng.

Dòng điện 3 pha:

(2.21)

HTĐ 3 pha đối xứng:

(2.22)

CSTD, CSPK, công suất phức HTĐ 3 pha đối xứng:

(2.23)

(2.24)

Theo điện áp dây:

(2.25)

Do đó:

(2.26)

(2.27)

Sơ đồ thay thế 1 pha: Đối với hệ thống 3 pha đối xứng, giá trị biên độ điện áp, dòng

điện trên 3 pha bằng nhau, chỉ có góc pha lệch 1200, do đó khi phân tích có thể sử dụng

sơ đồ thay thế 1 pha (pha a).

2.2. ĐƯỜNG DÂY PHÂN PHỐI

Thông thường, các LĐPP được thiết kế với các dạng hình tia và được vận hành với

dòng công suất một chiều. Nghĩa là, LĐPP nhận điện năng từ LĐTT và cung cấp cho

phụ tải thông qua MBA phân phối và đường dây. Sơ đồ lưới phân phối hình tia 13 nút

được minh họa trong Hình 2.6.

Hình 2.6. LĐPP hình tia.

Lưới điện phân phối gồm các phần tử chính sau:

- MBA phân phối: MBA đặt trong các trạm đầu nguồn cấp điện cho lưới phân phối

từ LĐTT. MBA phân phối thường tích hợp bộ OLTC có khả năng thay đổi đầu phân áp,

điều chỉnh điện áp LĐPP khi đang làm việc.

- Đường dây: Đường dây LĐPP có thể là đường dây trên không hoặc cáp ngầm

nhằm cấp điện cho các hộ tiêu thụ (phụ tải).

- Thiết bị bù: TB CSPK trong LĐ nhằm cải thiện chất lượng điện áp tại phụ tải,

giảm tổn thất công suất trong lưới điện. TB có thể được đặt tại trạm phân phối (TBT)

hay đặt trên đường dây (TBN).

- Thiêt bị điều chỉnh điện áp (Voltage regulator, VR): Cấu tạo giống như 1 MBA

mắc nối tiếp trên đường dây, có thể điều chỉnh điện áp cả về biên độ và góc pha (nếu

cần) trên lưới điện.

Hình 2.7. Các phần tử chính trong LĐPP.

Tổng trở kháng của đường dây,

(2.28)

Trong đó, r là điện trở đơn vị (Ω/km), L là điện kháng đơn vị (H/km), ω là tần số

góc (rad/s), l là chiều dài đường dây (km).

Điện trở đơn vị trong điều kiện (nhiệt độ) tiêu chuẩn r0:

(2.29)

Trong đó, ρ là điện trở suất, đặc trưng bởi vật liệu chế tạo đường dây. Đối với dây

nhôm ρAl = 31,5 Ωmm2/km, đồng ρCu = 18,8 Ωmm2/km, l0 là chiều dài đơn vị, m hoặc

km, S là tiết diện đường dây.

Điện trở tác dụng của đường dây thay đổi theo nhiệt độ:

(2.29)

Trong đó, α là hệ số nhiệt của dây dẫn, dây nhôm αAl = 1 (1/0C), dây đồng αCu =

0,0041 (1/0C), t là nhiệt độ thực tế của dây dẫn, T0 là nhiệt độ trong điều kiện tiêu chuẩn,

thường lấy là 200C.

Cảm kháng trung bình trên một km chiều dài đường dây ba pha đối xứng được tính

như sau:

(2.30)

Trong đó, Dtb: là khoảng cách trung bình hình học giữa các pha, d: đường kính tính

toán của dây dẫn, r: bán kính tính toán dây dẫn. Dtb được tính tùy thuộc cách bố trí dây

trên lưới. Công thức tổng quát:

(2.31)

Các trường hợp đặc biệt:

(D: khoảng cách giữa các pha)

Dẫy dẫn bố trí trên mặt phẳng ngang: 𝐷𝑡𝑏 = 𝐷 √23 Dẫy dẫn bố trí theo kiểu tam giác đều: Dtb = D

Điện dẫn phản kháng là dung dẫn của đường dây được sinh ra bởi điện dung giữa

các dây dẫn của các pha khác nhau và điện dung giữa dây dẫn với đất (đường dây không

phân pha):

( ) (2.32)

( ) (2.33)

Trong đó: r: là bán kính tính toán; rtđ: bán kính tính toán tương đương; d: đường

kính tính toán; dtd: đường kính tính toán tương đương; Dtb: Đường kính trung bình hình

học giữa các pha.

Bảng 2.1. Bảng tra thông số dây dẫn phổ biến

Mã dây AC-50 AC-70 AC-95 AC-120 AC-150 AC-185 AC-240

0,65 0,46 0,33 0,27 0,21 0,17 0,132 r0 (/km)

9,60 11,40 13,50 15,20 17,00 19,00 21,60 dtt (mm)

Đường dây kết nối Nút i và j được mô hình hóa tổng quát bằng sơ đồ thay thế hình

π như sau:

Hình 2.8. Mô hình đường dây điện tổng quát.

Điện áp nút:

(2.34)

Dòng điện dẫn:

(2.35)

Dòng điện đường dây:

(2.36)

Tổn thất công suất trên đường dây:

(2.37)

Điện áp rơi trên đường dây:

(2.38)

2.3. NGUỒN ĐIỆN

Hình 2.9. Sơ đồ nguyên lý cấu tạo máy phát điện và hệ thống điều khiển.

Dòng điện phát vào lưới:

(2.39)

Hình 2.10. Sơ đồ véc-tơ điện áp và dòng điện máy phát.

Công suất phát vào lưới:

(2.40)

Hình 2.11. Sơ đồ véc-tơ công suất phát của máy phát.

CSTD, CSPK phát là:

(2.41)

Hình 2.12. CSTD, CSPK của máy phát.

Khảo sát ảnh hưởng của điện áp, góc pha đối với công suất phát:

(2.42)

Và

(2.43)

Đối với máy phát điện trong vận hành, góc lệch pha δ thường giữa nhỏ để đảm bảo

tính ổn định của máy phát, (cosδ >> sinδ), do đó:

(2.44)

Và

(2.45)

Do đó, để điều chỉnh CSTD, người ta điều chỉnh góc pha δ, góc lệch pha giữa rotor

và điện áp đầu cực máy phát thông qua điều chỉnh van hơi đối với máy phát nhiệt điện

hoặc cửa nước vào đối với máy phát TĐ. Để điều chỉnh CSPK, người ta điều chỉnh sức

điện động máy phát thông qua điều chỉnh dòng kích từ, If.

Dựa vào đặc tính công suất và thuật toán điều khiển mà máy phát điện được vận

hành theo 1 trong 3 nguyên tác sau:

- Nút cân bằng công suất (Swing bus, Slack bus): Máy phát được điều khiển CSTD

và CSPK nhằm giữa biên độ và góc pha điện áp không đổi, |Vi| = constant và δ =

constant. Để thực hiện được nhiệm vụ này, máy phát điện phải có công suất đủ lớn để

có thể cân bằng được công suất thừa/thiếu trong toàn hệ thống, và phải có thời gian đáp

ứng nhanh theo sự thay đổi của phụ tải. Thông thường, các nhà máy TĐ, nhiệt điện tua-

bin khí được lựa chọn để vận hành theo cách này.

- Nút điều chỉnh điện áp (Voltage-controlled bus, PV bus): Máy phát được vận

hành với CSTD không đổi, phát theo kế hoạch ngày, tháng. Ngoài ra, công suất phản

kháng được điều khiển nhằm giữ biên độ điện áp nút đầu nguồn máy phát không đổi,

|Vi| = constant. Máy phát nhiệt điện, máy phát điện nguyên tử thường được vận hành

theo nguyên tác này.

- Nút phát công suất không đổi (Load bus, PQ bus): Máy phátph được vận hành

phát CSTD và CSPK cố định theo kế hoạch, không phụ thuộc vào điện áp, góc pha (tần

số) nút đầu cực và trong lưới điện. Thông thường các máy phát nhỏ, NPT hay nguồn

điện từ NLTT (gió, mặt trời) được vận hành theo nguyên lý này. Các nguồn điện này có

thể được xem như phụ tải âm (phát công suất vào lưới) trong bài toán phân tích dòng

công suất trong lưới điện.

2.4. PHỤ TẢI

Phụ tải điện có thể là 1 thiết bị hay 1 nhóm các thiết bị tiêu thụ điện, 1 hộ tiêu thụ

hay 1 nhóm hộ tiêu thụ điện trong lưới điện. Phụ tải điện được đo bằng tổng công suất

tiêu thụ của các thiết bị điện trong một thời điểm. Đồ thị phụ tải điện là một đường cong

biểu diễn sự thay đổi công suất tiêu thụ của phụ tải theo thời gian. Đây là hàm số của

nhiều yếu tố theo thời gian, không tuân thủ theo một quy luật nhất định và là một thông

số quan trọng trong thiết kế và vận hành hệ thống cung cấp điện. Theo thời gian có thể

chia ra đồ thị phụ tải ngày, đồ thị phụ tải tháng và đồ thị phụ tải năm.

Đồ thị phụ tải ngày cho biết công suất tiêu thụ của các thiết bị từng thời điểm trong

ngày, từ đó có thể đánh giá được tình trạng làm việc của các thiết bị điện trong lưới điện.

Hình 2. 13 . Đồ thị phụ tải ngày.

Đồ thị phụ tải tháng cho biết điện năng tiêu thụ theo tháng của phụ tải, từ đó người

vận hành có thể lên kế hoạch vận hành, sửa chữa hợp lý.

Hình 2. 14. Đồ thị phụ tải tháng.

Đồ thị phụ tải năm cho biết điện năng tiêu thụ hàng năm, thời gian sử dụng công

suất cực đại Tmax, từ đó cho phép người vận hành quy hoạch phát triển lưới điện, đánh

giá mức độ sử dụng điện, tổn thất điện năng, v.v.

Hình 2. 15. Đồ thị phụ tải năm (đồ thị phụ tải kéo dài).

Dựa vào tính chất đối tượng dùng điện, có thể chia ra phụ tải công nghiệp, phụ tải

dân dụng (hay phụ tải sinh hoạt) và phụ tải thương mại.

- Công suất định mức (hay công suất đặt của thiết bị điện): là công suất của thiết bị

được ghi trên nhãn máy hay trong lý lịch máy, được biểu diễn bằng CSTD P (đối với

động cơ, lò điện trở, bóng đèn, v.v.) hoặc bằng công suất biểu kiến S (đối với MBA, lò

điện cảm, v.v.). Công suất này là công suất làm việc lâu dài lớn nhất của thiết bị điện.

+ Đối với động cơ điện, công suất ghi trên nhãn máy là công suất cơ định mức trên

trục (đầu ra), do đó công suất định mức tiêu thụ là:

(2...)

Trong đó, η là hiệu suất của động cơ, thường (0,85 – 0,87).

+ Đối với các thiết bị làm việc ở chế độ ngắn hạn như cần trục, thang máy, MBA

hàn, v.v. thì phải quy đổi công suất về chế độ làm việc dài hạn như sau:

(2...)

Trong đó, ε% là hệ số quy đổi, thường có giá trị tiêu chuẩn từ 15, 25, 40, 60%.

- Phụ tải trung bình Ptb: là phụ tải trung bình trong 1 khoảng thời gian nào đó, là 1

đặc trưng tĩnh của phụ tải. CSTD và phản kháng trung bình của phụ tải được tính như

(2.46)

Trong thực tế, công suất trung bình được tính thông qua điện năng tiêu thụ trong 1

khoảng thời gian của phụ tải:

(2.47)

Trong đó, EP (kWh) và EQ(kVarh) là tổng CSTD và phản kháng tiêu thụ trong thời

gian T (h).

- Phụ tải cực đại Pmax: là phụ tải trung bình lớn nhất được tính trong 1 khoảng thời

gian nhất định (thường thời gian tương đối ngắn). Việc xác định phụ tải cực đại nhằm

mục đích sau:

+ Tính toán LĐ và MBA theo điều kiện phát nóng (thường lấy bằng phụ tải trung

bình lớn nhất trong khoảng thời gian 5 phút, 10 phút, 30 phút hay 60 phút) thông thường

lấy trong 30 phút.

+ Dùng phụ tải cực đại làm phụ tải tính toán.

+ Xác định tổn thất công suất lớn nhất.

+ Chọn các thiết bị điện, dây dẫn, dây cáp theo mật độ dòng điện kinh tế.

- Phụ tải đỉnh nhọn Pdnh: là phụ tải cực đại xuất hiện trong khoảng thời gian rất ngắn

(1 – 2 s). Phụ tải đỉnh nhọn được dùng để:

+ Kiểm tra độ dao động điện áp.

+ Kiểm tra điều kiện tự khởi động của động cơ.

+ Chọn dây chảy cầu chì, dòng điện khởi động của các Rơ-le bảo vệ.

- Phụ tải tính toán Ptt: là phụ tải giả thiết của các phần tử trong hệ thống cấp địện và

được tính theo điều kiện phát nóng cho phép. Phụ tải này tương đương với phụ tải thực

tế biến đổi theo điều kiện tác dụng nhiệt nặng nề nhất. So sánh các loại phụ tải khác

nhau:

(2.48)

Thông thường phụ tải tính toán được lấy bằng phụ tải trung bình cực đại xuất hiện

trong khoảng thời gian bằng 3xT0,5. Có nhiều phương pháp xác định phụ tải tính toán

khác nhau. Tùy thuộc vào đối tượng phụ tải, thông tin có được về phụ tải và yêu cầu của

bài toán mà ta chọn phương pháp hợp lý.

+ Phương pháp số thiết bị hiệu quả (hay phương pháp thống kê): là phương pháp

xác định phụ tải tính toán theo hệ thống cực đại kmax và công suất trung bình Ptb. Đây là

phương pháp áp dụng cho các hộ tiêu thụ riêng biệt ở các điểm nút điện áp dưới 1 kV

trong LĐ phân xưởng.

+ Phương pháp tính toán theo công suất đặt và hệ số nhu cầu (kmax, ksd): thường

dùng để xác định phụ tải ở các cấp cao trong hệ thống cung cấp điện, từ thanh cái phân

xưởng hoặc thanh cái TBA đến đường dây cung cấp điện cho xí nghiệp.

+ Phương pháp tính toán phụ tải theo suất tiêu hao điện năng trên một đơn vị sản

phẩm hay phương pháp suất phụ tải trên một đơn vị diện tích sản xuất. Đây là phương

pháp hay sử dụng trong bài toán quy hoạch mạng điện khi mà thông tin chi tiết về các

loại phụ tải chưa biết.

Một số hệ số tính toán thường gặp của đồ thị phụ tải:

- Hệ số sử dụng ksd: là tử số giữa phụ tải tác dụng trung bình với công suất định mức

của thiết bị.

(2.49)

Hệ số sử dụng cho biết mức độ sử dụng của các thiết bị trong một chu kỳ làm việc

và là số liệu để xác định phụ tải tính toán.

- Hệ số phụ tải kpt (hệ số mang tải): là tỷ số giữa công suất thực tế với công suất

định mức, thông thường hệ số phụ tải được xét trong một khoảng thời gian nào đó.

(2.50)

Hệ số phụ tải cho biết mức độ sử dụng của thiết bị trong khoảng thời gian xét.

- Hệ số cực đại kmax: là tỷ số giữa phụ tải tính toán và phụ tải trung bình trong khoảng

thời gian xem xét.

(2.51)

Hệ số cực đại thường được tính với thời gian làm việc có phụ tải lớn nhất, kmax phụ

thuộc vào số thiết bị hiệu quả, hệ số sử dụng và các yếu tố đặc trung cho chế độ làm việc

của các thiết bị trong nhóm.

- Hệ số nhu cầu knc (≤ 1): là tỷ số giữa công suất tính toán (trong điều kiện thiết kế)

hoặc công suất tiêu thụ (trong điều kiện vận hành) với công suất đặt (công suất định mức

của nhóm hộ tiêu thụ).

(2.52)

Hệ số nhu cầu thường tính cho phụ tải tác dụng, đối với phụ tải chiếu sáng knc = 0,8.

Theo một số tài liệu [], hệ số nhu cầu được tính bằng tỉ số giữa phụ tải tác dụng cực đại

trong khoảng thời gian 30 phút với công suất đặt:

(2.53)

- Hệ số đóng điện cho hộ tiêu thụ kdong: là tỉ số giữa thời gian đóng điện cho hộ tiêu

thụ với thời gian trong một chu kỳ xem xét.

(2.54)

Đối với nhóm hộ tiêu thụ, hệ số đóng điện được tính như sau:

(2.55)

- Hệ số thiết bị hiệu quả nhd: là số thiết bị hiệu giả thiết có cùng công suất và chế độ

làm việc, có phụ tải bằng phụ tải tính toán của nhóm phụ tải thực tế (gồm các thiết bị có

chế độ làm việc và công suất khác nhau):

(2.56)

- Hệ số đồng thời (hệ số đồng thời các trị số cực đại của phụ tải), kdt: là tỉ số giữa

CSTD tính toán cực đại tại nút khảo sát với tổng CSTD tính toán cực đại của các nhóm

phụ tải riêng biệt nối với nút đó.

(2.57)

Hệ số đồng thời có thể tính toán gần đúng như sau:

+ Đối với đường dây cao áp của hệ thống cung cấp điện xí nghiệp: kdt = 0,85 – 1,0.

+ Đối với thanh cái của trạm hạ áp xí nghiệp và các đường dây tải điện của hệ thống

cung cấp điện bên ngoài: kdt = 0,9 – 1,0.

- Hệ số điền kín phụ tải kdk: là tỉ số công suất trung bình và công suất cực đại trong

khoảng thời gian khảo sát.

(2.58)

- Hệ số phân tán các trị số cực đại của phụ tải kpt: là nghịch đảo của hệ số đồng thời.

(2.59)

Phụ tải điện có thể là 1 pha, 3 pha với các cấp điện áp khác nhau 0,4 kV, 6 kV, 10

kV, 22 kV hay 35 kV, có thể được cấp điện từ LĐPP hoặc trực tiếp từ LĐTT (đối với

nhà máy lớn). Phụ tải điện 3 phan có thể được đối nối hình sao (Y) hoặc hình tam giác

(Δ) như trong Hình 2.

Hình 2. 16. Phụ tải 3 pha tại Nút i đấu nối sao (a) và tam giác (b).

- Ma trận tổng dẫn của phụ tải:

+ Đấu nối hình sao (Y):

(2.60)

+ Đấu nối hình tam giác (Δ):

(2.61)

- Điện áp tải 3 pha:

(2.62)

- Dòng điện tải 3 pha:

(2.63)

- Công suất tiêu thụ:

(2.64)

Dựa vào đặc tính tiêu thụ điện, phụ tải có thể được phân loại trong 3 nhóm sau:

- Phụ tải công suất không đổi (Constant power): Công suất tiêu thụ không phụ thuộc

vào điện áp làm việc của phụ tải.

- Phụ tải dòng điện không đổi (Constant current): Dòng điện tải không phụ thuộc

vào điện áp làm việc của phụ tải.

- Phụ tải trở kháng không đổi (Constant impedance): Trở kháng phụ tải không phụ

thuộc vào điện áp làm việc của phụ tải.

2.5. MBA ĐIỀU ÁP DƯỚI TẢI

Bộ điều áp dưới tải (On-load tap changer, OLTC) làm nhiệm vụ điều chỉnh điện

áp của MBA trong điều kiện có tải. Khi điều chỉnh vị trí đầu phân áp, tỷ số vòng dây

cuộn sơ cấp và thứ cấp thay đổi, cộng thêm hoặc trừ bớt một số vòng dây của cuộc dây

điều chỉnh (thường phía cao áp). Từ đó điều chỉnh điện áp đầu ra của MBA. Sơ đồ

nguyên lý bộ OLTC trong hình sau:

Hình 2.17. Sơ đồ nguyên lý OLTC.

Cấu tạo bộ OLTC gồm 2 phần:

- Bộ công tắc P còn gọi là dao lựa chọn làm nhiệm vụ chọn trước nấc điện áp làm

việc của MBA. Bộ công tắc P nằm trong thùng dầu chính ngay bên cạnh MBA, các đầu

dây của cuộn dây điều chỉnh đấu vào công tắc P.

- Bộ công tắc K còn gọi là bộ công tắc dập hồ quang nằm trong một thùng dầu

riêng gọi là thùng dầu công tắc K. Bộ công tắc K có vai trò gần giống như một máy cắt

điện, có tốc độ làm việc cực nhanh từ 45 miligiây đến 50miligiây chịu được dòng điện

ngắn mạch tạm thời từ 200 đến 600A, thời gian ngắn mạch tạm thời 0,1 đến 6 miligiây

là thời gian hai tiếp điểm lựa chọn P cùng đóng một lúc tạo ra ngắn mạch một số vòng

dây của một nấc điều chỉnh phân áp.

Nguyên lý làm việc bộ OLTC được mô tả như sau:

- Khi dao lựa chọn P chuyển động trước và chọn xong phân nấc MBA, bộ tắc K mới

chuyển động. Mỗi pha của bộ công tắc K có 4 cặp tiếp điểm, từng đôi cặp tiếp điểm có

lắp điện trở hạn chế dòng điện, còn gọi là điện trở ngắn mạch.

- 4 tiếp điểm động cơ công tắc K được nối chung, 2 tiếp điểm tĩnh đầu và cuối của

công tắc K được nối vào hai đầu dao chẵn lẻ của công tắc P. 4 cặp tiếp điểm của công

tắc K có cấu tạo hình khối chữ nhật, tiếp điểm làm việc theo kiểu đóng thẳng tạo ra tiếp

xúc mặt. Công tắc K theo chuyển động theo kiểu cơ cấu cu lít nghĩa là biến chuyển động

quay của trục truyền thành chuyển động thẳng. Các nấc điều chỉnh của cuộn dây điều

chỉnh điện áp đấu vào dao lựa chọn theo hệ chẵn (2, 4, 6, 8, 10) và lẻ (1, 3, 5, 7, 9).

Do tỷ số biến áp của MBA thay đổi khi làm việc, MBA tích hợp bộ OLTC được mô

hình hóa bằng sơ đồ thay thế như sau:

Điện áp MBA OLTC:

(2.65)

(2.66)

Trong đó, Zt là trở kháng MBA quy đổi về phía thứ cấp.

(2.67)

Do đó, ta có

(2.68)

Ngoài ra,

(2.69)

(2.70)

Biến đổi tương đương, ta có:

(2.71)

Do đó, ta có sơ đồ thay thế tổng quát của MBA OLTC như sau:

(a)

(b)

Hình 2.18. Sơ đồ thay thế tổng quát MBA OLTC.

Trong đó Vi và Vi' là điện áp sơ cấp và thứ cấp, Yt là điện dẫn tương đương của các

MBA (Yt = 1/Zt) và n là hệ số chuẩn hóa của tỷ số biến áp. Để điều khiển điều chỉnh,

các thiết bị đo lường như biến áp (Potential transformer, PT) và biến dòng (Curent

transformer, CT) được sử dụng. Sơ đồ điều khiển MBA OLTC được thể hiện trong hình

3.3.

Hình 2.19. Sơ đồ điều khiển MBA OLTC.

Nhiệm vụ của OLTC là điều chỉnh giữ điện áp tại thiết bị tiêu thụ điện (nút phụ tải)

trong phạm vi cho phép. Điện áp nút phụ tải (nút j) trong khoảng sau:

(2.72)

Trong đó Vset là điện áp đặt, VDB là dải điện áp điều chỉnh, VLB, VUB là điện áp giới

hạn dưới và trên. Để hạn chế sử dụng các mạng truyền thông, điện áp tại các nút phụ tải

thường được ước tính theo các giá trị đo tại TBA: điện áp và dòng điện, và được bù bởi

điện trở đặt (Rset) và điện kháng đặt (Xset).

(2.73)

(2.74)

Trong đó VPT, ICT là giá trị vật lý đo lường của điện áp và dòng điện; NCT, NPT lần

lượt là tỷ số biến đổi của CT và PT. Lưu ý rằng điện áp cũng bị giới hạn tại nguồn, do

đó, phạm vi điều chỉnh của OLTC tại các nút phụ tải (Vj) được ước lượng như sau:

(2.75)

Trong đó Vi,max và Vi,min là điện áp cực đại và cực tiểu tại trạm, Iij,max và Iij,min là dòng

điện cực đại và cực tiểu của tải và cosφ là HSCS.

2.6. TỤ BÙ

Thiết bị bù thường được sử dụng để điều chỉnh điện áp khi không đảm bảo tiêu

chuẩn về chất lượng điện năng. Việc sử dụng thiết bị bù còn có lợi là nâng cao tính kinh

tế của mạng điện. Thiết bị bù thường dùng là tụ điện tĩnh, máy bù đồng bộ hoặc các

động cơ đồng bộ có thể điều chỉnh kích từ.

TB, hay TB CSPK, thường là loại tụ giấy ngâm dầu đặc biệt, gồm hai bản cực là

các lá nhôm dài được cách điện bằng các lớp giấy. Toàn bộ được cố định trong một bình

hàn kín, hai đầu bản cực được đưa ra ngoài. TB có thế được phân loại theo cấu tạo: TB

khô và TB dầu.

- TB khô là loại bình tròn dài. Ưu điểm là nhỏ gọn, trọng lượng nhẹ dễ lắp đặt, thay

thế, chiếm ít diện tích trong tủ điện. Giá thành thường thấp hơn tụ dầu. TB khô thường

được sử dụng cho các hệ thống bù công suất nhỏ, chất lượng điện tương đối tốt. Tụ khô

phổ biến trên thị trường Việt Nam có các giải công suất bù 10, 15, 20, 25, 30kVAr. Một

số hãng có loại nhỏ 2.5, 5kVAr và loại lớn 40, 50kVAr.

- TB dầu là loại bình chữ nhật (cạnh sườn vuông hoặc tròn). Ưu điểm là độ bền cao

hơn. Tụ dầu thường được sử dụng cho tất cả các hệ thống bù. Đặc biệt là các hệ thống

bù công suất lớn, chất lượng điện xấu, có sóng hài (dùng kết hợp với cuộn kháng lọc

sóng hài). TB dầu phổ biến trên thị trường Việt Nam có các giải công suất bù 10, 15,

20, 25, 30, 40, 50kVAr.

TB có thể phân loại theo điện áp: TB hạ thế 1 pha, TB hạ thế 3 pha.

- TB hạ thế 1 pha: Có các loại điện áp 230V, 250V.

- TB hạ thế 3 pha: Có các loại điện áp 230, 380, 400, 415, 440, 525, 660, 690, 720,

1100V. Phổ biến nhất là 2 loại điện áp 415V và 440V. TB 415V thường được dùng

trong các HTĐ áp tương đối ổn định ở điện áp chuẩn 380V. TB 440V thường sử dụng

trong các HTĐ áp cao hơn điện áp chuẩn, các hệ thống có sóng hài cần lắp kèm với cuộn

kháng lọc sóng hài.

TB có thể được sử dụng bằng cách bù dọc hoặc bù ngang. Trong đó, TB ngang được

sử dụng phổ biến hơn do không gây ảnh hưởng đến chất lượng, độ tin cậy của hệ thống.

TB SC tại nút j như thể hiện trong Hình 3.4.

Hình 2.20. Sơ đồ TB tại nút j.

Giá trị CSPK được cung cấp bởi TB tại nút j được đưa ra là:

(2.76)

Hoặc

(2.77)

Trong đó, ω là tần số góc (rad/s), C là điện dung (F), Vj là điện áp tại nút j; QC,rated

định mức là công suất định mức, Vrated là điện áp định mức của tụ. Với TB, điện áp rơi

trên đường dây và tổn thất công suất thay đổi như sau:

(2.78)

(2.79)

Có thể thấy rằng một phần CSPK được cung cấp bởi TB, dòng CSPK trên đường

dây giảm, dẫn đến dòng điện giảm. do đó, không chỉ điện áp rơi trên đường dây giảm

tổn thất điện năng cũng được giảm thiểu; HSCS được cải thiện. Trong thực tế, nhiều TB

được kết nối nối tiếp và song song thành bộ tụ, có thể được đặt trong TBA ở phía hạ áp,

gọi là TBT (TBT) hoặc TB trên ĐDPP, gọi là TB nhành (TBN). Trong các TBA, tụ TBT

nhằm giảm số lượng CSPK qua các MBA, giảm tổn thất điện năng trong MBA. Trong

khi đó, tụ TBN nhằm cải thiện chất lượng điện áp tại phụ tải. Do đó, tụ TBT thường

được điều khiển thông qua giá trị đo CSPK trong khi tụ điện TBN điều khiển bằng bằng

giá trị điện áp tại tải.

2.7. THIẾT BỊ ỔN ĐỊNH ĐIỆN ÁP

Thiết bị ổn định điện áp (Voltage regulator, VR) là một thiết bị được thiết kế để tự

động duy trì mức điện áp không đổi thông qua cơ cấu chuyển tiếp đơn giản hoặc điều

khiển có phản hồi. Thiết bị ổn định điện áp bước (Step voltage regulator, SVR) cho phép

điều khiển điện áp ở cả biên độ và góc pha. Sơ đồ nguyên lý thiết bị điều chỉnh điện áp

SVR trình bày trong hình 3.5.

Hình 2.21. Thiết bị ổn định điện áp.

Trong đó, một MBA được mắc song song với các đường phân phối, điện áp được

bù vào phía đầu ra (V'i) là:

(2.80)

Trong đó α là tỷ số biến áp; V0 là điện áp đầu vào của MBA song song. Tỷ lệ bật có

thể được điều chỉnh tương tự như các cơ chế OLTC, để thay đổi điện áp bù ở đầu ra

(dương/âm). Ngoài ra, điện áp đầu vào V0 có thể được lấy là điện áp pha hoặc điện áp

dây, từ đó ta có thiết bị điều chỉnh điện áp và góc pha (dịch pha).

Hình 2.22. Thiết bị điều chỉnh điện áp (biên độ).

Hình 2.23. Thiết bị điều chỉnh góc pha (dịch pha).

Trong LĐ phấn phối, mỗi thiết bị điều chỉnh điện áp có chức năng, nhiệm vụ và

phạm vi điều chỉnh riêng, do đó được đặt tại các vị trí khác nhau trong lưới điện.

- Bộ OLTC: Được lắp đặt trên MBA phân phối, có vai trò điều chỉnh mức điện áp

chung toàn LĐ (thông qua điện áp nút Vj).

- TBT: Được lắp đặt trên thanh cái hạ áp MBA phân phối. Nó có vai trò hạn chế

dòng CSPK qua MBA, từ đó giảm tổn thất trong MBA. Ngoài ra, nó dùng để điều chỉnh

HSCS của LĐ (cosϕ).

- TBN: Được đặt trên ĐDPP (tại tải). Nó có vai trò điều khiển điện áp tại nút điều

chỉnh bằng cách giảm điện áp rơi và tổn thất trên ĐDPP.

- Thiết bị SVR: Được lắp đặt trên ĐDPP. Nó có vai trò điều chỉnh điện áp trên

đường dây và phụ tải phía dưới.

Trong LĐPP, mỗi thiết bị quy định được thiết lập với hằng số thời gian (độ trễ) thích

hợp để tránh xung đột:

(2.80)

Trong đó, tOLTC, tSSC, tSVR và tFSC là thời gian trễ của OLTC, TBT, SVR và TBN.

Cần lưu ý rằng các thiết bị điều tiết này được thiết kế theo hệ thống điều khiển phân cấp

trong đó: TBN và SVR tác động ở Cấp 1 điều chỉnh điện áp tại các nút; OLTC và TBT

điều chỉnh Cấp 2, điều chỉnh điện áp của toàn bộ LĐ và khôi phục trạng thái của TBN

và SVR trong các khung thời gian khác nhau. Cấp 3 dùng để xử lý các trường hợp sự

cố: tải tăng đột ngột hoặc thay đổi điện áp của lưới truyền tải. Cấp 3 có thể yêu cầu thay

đổi cấu trúc và vận hành toàn bộ LĐPP.

2.8. KẾT LUẬN

Trong chương 2, luận văn đã nghiên cứu trình bày các nội dung sau:

- Cơ sở lý thuyết tính toán, phân tích LĐ.

- Mô hình hóa ĐDPP, nguồn điện và phụ tải điện.

- Sơ đồ, cấu tạo, nguyên lý và mô hình MBA OLTC.

- Mô hình TB bao gồm TNT, TBN.

- Sơ đồ, cấu tạo, nguyên lý và mô hình thiết bị ổn áp.

CHƯƠNG 3

MÔ HÌNH BÀI TOÁN VÀ CÁC THUẬT GIẢI

3.1. MÔ HÌNH BÀI TOÁN

Trong nghiên cứu này, bài toán đặt ra là xác định giá trị đặt của các thiết bị điều

chỉnh điện áp trong LĐPP để cải thiện chất lượng điện áp và tổn thất công suất trên lưới

điện. Các thiết bị điều chỉnh điện áp bao gồm:

- MBA OLTC: Giá trị đặt của OLTC là ngưỡng điện áp tác động (ngưỡng trên: VUB,

ngưỡng dưới: VLB). Nếu điện áp điều chỉnh lớn hơn ngưỡng trên, đầu phân áp tăng; nếu

điện áp điều chỉnh nhỏ hơn ngưỡng dưới, đầu phân áp giảm.

- TBT: Giá trị đặt là ngưỡng CSPK (QUB, QLB, cosϕmin). Nếu CSPK qua MBA lớn

hơn ngưỡng trên, TBT được đóng thêm; nếu CSPK qua MBA nhỏ trên ngưỡng dưới,

TBT được cắt bớt. Hoặc nếu HSCS nhỏ hơn cosϕmin, TBT được đóng thêm.

- TBN: Giá trị đặt là ngưỡng điện áp tác động (VUB, VLB). Nếu điện áp điều chỉnh

lớn hơn ngưỡng trên, TBN được đóng thêm; nếu điện áp điều chỉnh nhỏ trên ngưỡng

dưới, TBN được cắt bớt.

Hàm mục tiêu của bài toán là tối ưu hóa các chỉ tiêu kinh tế, kỹ thuật của LĐPP.

Các chỉ tiêu bao gồm tổng tổn thất điện năng, độ lệch điện áp.

(3.1)

Trong đó, PLoss là tổn thất điện năng, Iij là dòng điện trên đường dây ij, Rịj là điện

trở trên đường dây ij, N là tổng số nút, T là tổng thời gian xét.

(3.2)

Trong đó, VDev là độ lệch điện áp chuẩn, Vi là điện áp tại nút i, Vrated là điện áp định

mức.

Lưới điện phân phối vận hành phải đảm bảo các quy định về kinh tế, kỹ thuật theo

và thông số định mức của các thiết bị. Giới hạn điện áp nút:

(3.3)

Trong đó, Vmin và Vmax là giới hạn dưới và trên của dải điện áp cho phép. Trong

LĐPP, Vmin = 0.9 (pu), Vmax = 1.05 (pu).

Giới hạn công suất truyền tải:

(3.4)

Trong đó, Iij, Iij,max là dòng điện và giới hạn của dòng điện trên đường dây giữa nút

ij; STrans và STrans,max là công suất và công suất của MBA phân phối.

3.2. PHƯƠNG PHÁP NEWTON-RAPHSON

Phương pháp NR là một phương pháp cho phép tính toán chính xác các thông số

của lưới điện, được dùng phổ biến để giải các phương trình dòng công suất của các hệ

thống trong giai đoạn hiện nay. Phương pháp này đang được nghiên cứu và phát triển

để tăng tính chính xác và đơn giản thuật toán theo nhiều hướng.

Phương pháp NR được sử dụng rộng rãi trong phân tích tính toán chế độ xác lập của

HTĐ do có một số ưu điểm vượt trội như sau:

- Độ hội tụ cao, ít có xu hướng phân kỳ với bài toán phân tích hệ thống.

- Số vòng lặp cần thiết để có độ chính xác mong muốn không phụ thuộc vào kích

thước hệ thống.

- Đối với hệ thống lớn, phương pháp NR cho thấy tính hiệu quả và thực tế cao.

Xét LĐ N nút, ma trận tổng dẫn YBus được tính như sau:

(3.5)

Trong đó, Yii là phần tử đường chéo, Yịj là phần tử ngoài đường chéo, yij là điện dẫn

đường dây nối Nút i và j. Nếu không, yij = 0. Ta thấy, ma trận tổng dẫn là ma trân đối

xứng (Yij = Yji).

Phương trình dòng điện và điện áp nút được mô tả thông qua ma trận tổng dẫn như

(3.6)

Biểu diễn bằng giá trị biên độ và góc pha:

(3.7)

Công suất tại Nút i:

(3.8)

Trong đó:

(3.9)

Hoặc

(3.10)

Nút trong LĐ được chia làm 3 loại như sau:

- Nút cân bằng (Slack bus, Swing bus, Infinite bus, Vδ bus).

- Nút máy phát (Generator bus, Voltage-controlled bus, PV bus).

- Nút tải (Load bus, PQ bus).

Thông số các nút được cho trong bảng sau:

Bảng 3.1. Loại nút và thông số trong lưới điện.

Thông số Thông số cần Số lượng nút Đánh chỉ số nút Loại nút cho trước tính

1 1 Cân bằng |V|, δ P, Q

m 2, 3…(m + 1) Tải P, Q |V|, δ

N – m – 1 (m+2)…N Máy phát P, |V| Q, δ

Định nghĩa biến trạng thái trong bài toán phân tích lưới điện:

(3.11)

Trong đó:

(3.12)

Ta thầy, biến trạng thái trong HTĐ là thông số điện áp, góc pha tại các nút mà ta

chưa biết. Trong hệ thống N nút gồm 1 nút cân bằng, m nút phụ tải (2xm ẩn Vδ) và N –

m – 1 nút máy phát (N – m – 1 ẩn δ). Do đó, cỡ của vector biến trạng thái là N + m – 1.

Thông số công suất nút của lưới điện:

(3.13)

Trong đó:

(3.14)

Công suất cho tại các nút tải (2xm giá trị PQ) và nút máy phát (N – m – 1 giá trị P).

Do đó, kích thước vector công suất là N + m – 1.

Phương trình cân bằng CSTD và phản kháng tại nút k:

(3.15)

Phương trình khai triển Taylor với thành phần bậc 1 là:

(3.16)

Trong đó:

(3.17)

Ma trậ Jacobian:

Ma trận Jacobian là ma trận đạo hàm từng phần của phương trình trạng thái (cân

bằng công suất) với các biến số. Ma trận Jacobian được phân chia làm 4 ma trận con

như sau:

(3.18)

Chi tiết ta có:

(3.19)

Tính ma trận J1:

(3.20)

Sử dụng công thức CSTD (Pk) trong (3.19), tính đạo hàm riêng phần theo góc pha

(δk và δn) và biến đổi tương đương, ta được:

(3.21)

Tương tự như trên ta có thể tính được các ma trận J2, J3 và J4 như sau:

Tính ma trận J2:

(3.22)

Trong đó:

(3.23)

Tính ma trận J3:

(3.24)

Trong đó:

(3.25)

Tính ma trận J4:

(3.26)

Trong đó:

(3.27)

Thuật toán phân tích LĐ sử dụng phương pháp NR được mô tả như sau:

Hình 3.1. Thuật toán NR.

1. Nhập thông tin lưới điện: Số nút, loại nút và thông số đường dây.

- Đánh chỉ số nút theo thứ tự: nút cân bằng (nút 1); nút tải (2 đến m + 1) và nút máy

phát (m + 2 đến N).

- Tính ma trận tổng dẫn YBus theo công thức (4.5).

- Xác định ẩn số, biến số (điện áp và góc pha).

+ Đối với nút cân bằng, không có ẩn số.

+ Đối với nút tải (m nút), mỗi nút có 2 ẩn số (Vδ)

+ Đối với nút máy phát (N – m – 1 nút), mỗi nút có 1 ẩn số (δ).

2. Giả thiết nghiệm của bài toán: V(0) và δ(0):

- Đối với nút tải (m nút): V(0) = 1.0 (đơn vị tương đối) và δ(0) = 0.00.

- Đối với nút máy phát (N – m – 1 nút): δ(0) = 0.00.

3. Tính sai số của nghiệm giả thiết ban đầu (V(0) và δ(0)):

Đối với nút tải (m nút): Tính P(0) và Q(0) theo công thức (3.15 hoặc 3.21).

Đối với nút máy phát (N – m – 1 nút): Tính P(0) theo công thức (3.15 hoặc 3.21).

4. Tính các phần tử ma trận Jacobian (J1, J2, J3 và J4) theo công thức từ (3.23) đến

(3.27).

5. Tìm độ lệch nghiệm giả thiết và nghiệm thực của bài toán (ΔV(0) và Δδ(0)): Giải

hệ phương trình tuyến tính (3.16).

6. Tính giả thiết mới về nghiệm bài toán (ΔV(1) và Δδ(1)):

(3.28)

7. Bài toán lặp lại Bước 2 với giả thiết mới về nghiệm. Tại mỗi bước (Bước i), đánh

giá sai số và độ hội tụ của bài toán:

(3.29)

Nếu điều kiện (3.34) thỏa mãn, dừng thuật toán và chấp nhập giả thiết cuối cùng là

nghiệm của bài toán (ΔV(i+1) và Δδ(i+1)).

3.3. PHƯƠNG PHÁP TỐI ƯU BÀY ĐÀN (PSO)

Phương pháp PSO là kết quả của sự mô hình hóa việc đàn chim bay đi tìm kiếm

thức ăn cho nên nó thường được xếp vào các loại thuật toán có sử dụng trí tuệ bầy đàn.

Được giới thiệu vào năm 1995 bởi GS. James Kennedy và kỹ sư Russell C. Eberhart.

Thuật toán có nhiều ứng dụng quan trọng trong tất cả các lĩnh vực mà ở đó đòi hỏi phải

giải quyết các bài toán tối ưu hóa. Để hiểu rõ thuật toán PSO hãy xem một ví dụ đơn

giản về quá trình tìm kiếm thức ăn của một đàn chim. Không gian tìm kiếm thức ăn lúc

này là toàn bộ không gian ba chiều mà chúng ta đang sinh sống. Tại thời điểm bắt đầu

tìm kiếm cả đàn bay theo một hướng nào đó, có thể là rất ngẫu nhiên. Tuy nhiên sau một

thời gian tìm kiếm một số cá thể trong đàn bắt đầu tìm ra được nơi có chứa thức ăn. Tùy

theo số lượng thức ăn vừa tìm kiếm, mà cá thể gửi tín hiệu đến các các cá thể khác đang

tìm kiếm ở vùng lân cận. Tín hiệu này lan truyền trên toàn quần thể. Dựa vào thông tin

nhận được mỗi cá thể sẽ điều chỉnh hướng bay và vận tốc theo hướng về nơi có nhiều

thức ăn nhất. Cơ chế truyền tin như vậy thường được xem như là một kiểu hình của trí

tuệ bầy đàn. Cơ chế này giúp cả đàn chim tìm ra nơi có nhiều thức ăn nhất trên không

gian tìm kiếm vô cùng rộng lớn.

PSO được khởi tạo với một nhóm các hạt ngẫu nhiên (giải pháp) và sau đó tìm kiếm

tối ưu bằng cách cập nhật qua các vòng lặp. Trong mỗi lần lặp, mỗi cá thể được cập nhật

bằng cách tuân theo hai giá trị "tốt nhất". Đầu tiên là vị trí tốt nhất mà nó đã đạt được

cho đến nay (Giá trị này được lưu trữ). Giá trị này được gọi là Pbest (personal best). Một

giá trị "tốt nhất" khác được theo dõi là giá trị “tốt nhất” cho đến nay của bất kỳ cá thể

nào trong quần thể. Giá trị tốt nhất này là tốt nhất toàn cầu và được gọi là Gbest (global

best). Khi một cá thể tương tác với một phần quần thể của nó, giá trị tốt nhất là giá trị

tốt nhất của địa phương và được gọi là Lbest (local best).

Sau khi tìm thấy hai giá trị tốt nhất, cá thể cập nhật vận tốc và vị trí của nó như sau:

(3.30)

(3.31)

Trong đó: k là chỉ số vòng lặp, v[k] là vận tốc của cá thể, Pbest[k] và Gbest[k] là vị

trí tốt nhất trước đây mà cá thế từng đạt được và của toàn quần thể, rand() là một số ngẫu

nhiên giữa trong khoảng [0, 1], w, c1, c2 là hệ số ảnh hưởng của các yếu tố quán tính, cá

thể và quần thể, w trong khoảng [0, 1], c1 và c2 trong [0, 2].

Hình 3.2. Thuật toán PSO.

Thuật toán PSO gồm các bước chính như sau:

1. Khởi tạo vị trí (pi) và vận tốc (vi) của từng cá thể (i) của bầy đàn, như được định

nghĩa trong biểu thức. (10), mỗi giá trị được đặt ngẫu nhiên thống nhất trong không gian

tìm kiếm được xác định bởi các ràng buộc.

2. Đối với mỗi hạt (i), một mô phỏng phân tích hệ thống phân phối theo phương

pháp NR được chạy để đánh giá chức năng hoạt động trong biểu thức. (9) bao gồm tổn

thất điện năng, RMS độ lệch điện áp và hoạt động chuyển mạch của các thiết bị điều

chỉnh, (Fitness).

3. Cập nhật tốt nhất cá nhân mới (Pbesti) cho từng hạt và tốt nhất toàn cầu (Gbest)

cho bầy với giá trị hiện tại của các chức năng thể dục và các giá trị tốt nhất trước đó.

4. Xác định vận tốc và vị trí mới của từng hạt dựa trên mức tốt nhất của cá nhân và

toàn cầu được cập nhật, và cả vận tốc quán tính.

(3.39)

(3.40)

Trong đó w, c1 và c2 là các hệ số biểu thị ảnh hưởng của quán tính, sự công nhận cá

nhân và toàn cầu trong quyết định (0 ≤ w 1; 0 ≤ c1, c2 ≤ 2), rand là các biến ngẫu nhiên

đồng nhất đại diện cho sự nhiễu loạn của các chuyển động

5. Kiểm tra điều kiện dừng là số lần lặp hoặc độ hội tụ của giải pháp. Nếu điều kiện

được thỏa mãn, thuật toán sẽ chấm dứt. Nếu không, lặp lại Bước 2.

3.4. THUẬT TOÁN TỔNG QUÁT

Thuật toán tổng quát của bài toán kết hợp thuật toán PSO và thuật toán NR, trong

đó:

- Thuật toán PSO: dùng để tính toán thông số cài đặt của các thiết bị điều áp trong

LĐPP với tiêu chuẩn kỹ thuật về tổn thất công suất, độ lệch điện áp.

- Thuật toán NR: dùng để phân tích, đánh giá chỉ tiêu kỹ thuật của LĐPP ứng với

từng trường hợp cài đặt cụ thể của các thiết bị điều áp.

Thuật toán được mô tả tổng quát như sau:

Hình 3.3. Thuật toán tổng quát của bài toán.

3.5. KẾT LUẬN

Trong chương 3, luận văn đã nghiên cứu trình bày các nội dung sau:

- Mô hình hóa hàm mục tiêu gồm các chỉ tiêu khác nhau: Tổn thất điện năng, độ

lệch điện áp, trạng thái làm việc thiết bị điều chỉnh điện áp, v.v.

- Nghiên cứu thuật toán phân tích LĐ bằng phương pháp NR.

- Nghiên cứu thuật toán tính thông số cài đặt cho các thiết bị điều chỉnh điện áp sử

dụng phương pháp tối ưu bày đàn PSO.

CHƯƠNG 4

LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TRÀNG ĐỊNH, LẠNG SƠN

4.1. ĐIỆN LỰC TRÀNG ĐỊNH, LẠNG SƠN

Là một đơn vị bộ phận trực thuộc Công ty Điện Lực Lạng Sơn (PCLangson), Điện

lực Tràng Định hiện đang quản lý LĐ trung và hạ thế gồm 269,6 km đường dây trên

không 35 kV, 95 km đường dây trên không và 0,64 km cáp ngầm 10 kV; hơn 523 km

đường dây 0,4 kV; 1 TBA trung gian 10.000 kVA 35/10 kV, 129 MBA 35 / 0,4 kV với

tổng dung lượng hơn 24.727 kVA và 51 MBA 10 / 0,4 kV với tổng dung lượng 8.946

kVA. Hệ thống bù CSPK bao gồm các trạm 600 kVar, 35 kV tại cột 203 trên đường dây

377E13.6 Văn Lãng - Tràng Định; ba trạm 10 kV với 750 kVar và 126 trạm 0,4 kV với

5.425 kVar. Hệ thống bảo vệ gồm 11 máy cắt, trong đó bảy máy cắt 35 kV và 4 máy cắt

10 kV. Trong báo cáo thường niên, Điện lực Tràng Định đã cung cấp 28.203 triệu kWh

cho 1.250 khách hàng trong năm 2019. Tổng tổn thất trung bình trên LĐ là 9,85%. Giá

bán điện trung bình hàng năm là 1.799,05 đồng / kWh.

Một số nguyên nhân gây tổn thất điện năng:

* Lưới trung thế 35kV:

- Trên đường dây vẫn còn một số loại sứ vận hành lâu năm, chất lượng kém, nguy

cơ gây sự cố phóng điện vỡ sứ đường trục 35kV Văn Lãng – Tràng Định và Nhánh rẽ

Tân Tiến – Tân Yên, Nhánh rẽ Bình Độ – Đào Viên. Đường dây 377E13.6 cấp điện cho

huyện Tràng Định ở cuối nguồn tổng chiều dài 123 Km, vận hành từ năm 1995, hầu hết

chưa được cải tạo, sửa chữa lớn, dẫn đến điện áp cuối nguồn thấp. Đường dây mạch

vòng Thất Khê – Đông Khê tiết diện dây dẫn AC-70, đường trục Văn Lãng dây dẫn tiết

diện AC-95 nên khi cấp điện từ mạch vòng Cao Bằng thì dây dẫn phía đầu nguồn tiến

diện nhỏ hơn cuối nguồn.

- Suất sự cố, thoáng qua và vĩnh cửu trên đường dây còn cao, gây tổn thất điện

năng.

* Lưới trung thế 10kV TG Tràng Định.

- Trên đường dây 10kV lộ 971, 973 TG Tràng Định vẫn còn một số loại sứ vận

hành lâu năm, chất lượng kém, nguy cơ gây sự cố phóng điện vỡ sứ Đường trục 10kV

Thất Khê – Hùng Sơn lộ 971 TG Tràng Định và đường trục lộ 973 Trung gian Tràng

Định từ khi đưa vào vận hành chưa được cải tạo, sửa chữa.

- Công tác kiểm tra, phúc tra công tơ đầu nguồn các TBA công cộng và chuyên

dùng chưa được thường xuyên.

* LĐ hạ thế:

- Đa phần các TBA nông thôn có tổn thất cao đều do bán kính cấp điện quá dài so

với quy định, dây dẫn chủ yếu là dây trần, tiết diện dây dẫn nhỏ chưa được thay thế.

Không trồng được TBA trên một cột để giảm bán kính cấp điện do không có đường dây

trung thế đi qua cần vốn đầu tư lớn.

- Công tác kiểm tra, phúc tra định kỳ chưa được thường xuyên liên tục.

- Công tác cân pha, phân tải chưa được kịp thời còn để lệch pha gây phát nhiệt cục

bộ gây mất điện dẫn đến ảnh hưởng đến tổn thất.

- Công tác ghi chỉ số công tơ chưa phát hiện kịp thời các công tơ bất thường, công

tơ kẹt cháy dẫn đến công tác tính toán truy thu sản lượng với khách hàng và phân tích

tổn thất của từng tháng gặp khó khăn.

- Các TBA tiếp nhận nông thôn hầu hết chưa được đầu tư cải tạo LĐ 0,4 kV (còn

24 Km đường dây 0,4kV cần cải tạo, nâng cấp và 114,716Km đường dây 0,4KV được

đầu tư bằng nguồn vốn của địa phương trước năm 2012 dây dẫn chưa được thí nghiệm,

kiểm định), dây dẫn chủ yếu là dây trần, bán kính cấp điện xa, đặc biệt các TBA thuộc

khu vực các xã Quốc Việt, Hùng Việt, Kháng Chiến, Tri Phương, Quốc Khánh, Hùng

Sơn, Đào Viên bán kính cấp điện hơn 5-6 km, dẫn đến điện áp cuối đường dây không

đảm bảo vào giờ cao điểm.

- Công tác kiểm tra chống tổn thất chưa được thường xuyên liên tục.

Thủy điện Bắc Khê 1 là công trình TĐ được xây dựng năm 2008 tại xã Kim Đồng,

huyện Tràng Định, tỉnh Lạng Sơn và đưa vào vận hành từ năm 2014. TĐ Bắc Khê kết

nối vào LĐ 35-kV tại Nút 63 qua MBA 3000 kVA, 6/35-kV. Thông số của TĐ Bắc Khê

như sau:

- Mực nước dâng gia cường: 201,15 m

- Mực nước dâng bình thường: 200,00 m

- Mực nước chết: 197,41 m

- Dung tích toàn bộ: 4,77 triệu m3

- Dung tích hữu ích: 1,27 triệu m3

- Cột nước tính toán: 8,72 m

- Công suất lắp máy: 1,8 MW

- Công suất đảm bảo: 0,35 MW

- Điện lượng bình quân năm: 8,04 triệu Kwh

- Số giờ sử dụng công suất lắp máy: 4.465 giờ

- Nhà máy: Kiểu hở, sau đập, bố trí bên bờ phải.

- Số tổ máy: 02 tổ

Sơ đồ chi tiết LĐ Tràng Định trong Phụ lục đính kèm.

4.2. MÔ PHỎNG MATLAB SIMULINK

4.2.1. Công cụ Powergui

Hình 4.1. Các phương pháp mô phỏng trong Powergui.

Hệ thống được mô phỏng và phân tích bằng công cụ “Powergui” trên phần mềm

MATLAB 2016a. Công cụ Powergui cho phép phân tích HTĐ ở các chế độ xác lập hay

mô phỏng trạng thái làm việc theo thời gian thực bằng một trong các phương pháp sau:

- Mô phỏng liên tục (Continuous), sử dụng bộ giải bước thay đổi từ Simulink®.

- Mô phỏng liên tục với chuyển mạch lý tưởng (Ideal switching).

- Phân tích hóa HTĐ bằng phương pháp rời rạc với bước thời gian cố định

(Disretization with fixed time steps).

- Phân tích HTĐ trong miền phức (Phasor).

Khối Powergui gồm giải thuật cho các mô hình Simulink chứa các Thư viện

Chuyên dụng Simscape ™ Power Systems ™. Nó lưu trữ mạch Simulink tương đương

biểu diễn các phương trình trạng thái-không gian của mô hình. Khi sử dụng một khối

Powergui trong một mô hình:

- Đặt khối Powergui trong sơ đồ cấp cao nhất để có hiệu suất tối ưu.

- Đảm bảo rằng khối sử dụng tên chính xác “Powergui”.

- Khối powergui bị tắt trong quá trình cập nhật mô hình. Để đảm bảo thực thi đúng

mô hình, không khôi phục liên kết thư viện cho khối Powergui.

Có thể sử dụng nhiều khối powergui trong một hệ thống chứa hai hoặc nhiều mạch

điện độc lập mà bạn muốn mô phỏng bằng các bộ giải Powergui khác nhau. Ví dụ, hệ

thống này mô phỏng mạch điện phía trên ở chế độ rời rạc và mạch điện phía dưới ở chế

độ liên tục.

Các tham số cài đặt trong Powergui:

Thuật giải (Solver):

Cấu hình của thuật giải phụ thuộc vào tùy chọn về phương pháp mô phỏng.

- Mô phỏng liên tục (Continuos): thuật giải được áp dụng liên tục để mô phỏng

trạng thái làm việc của hệ thống theo thời gian thực.

- Mô phỏng rời rạc (Discrete): thực hiện một cách rời rạc hóa mô hình theo thời

gian lấy mẫu (Sample time).

- Mô phỏng trong miền phức (Phasor): để thực hiện mô phỏng mô hình, ở tần số

được chỉ định bởi tham số tần số (Phasor frequency).

- Trạng thái xác lập (Steady state):

Sử dụng “Steady-State Voltages and Currents” để hiển thị điện áp và dòng điện ở

trạng thái xác lập của mô hình tại các vị trí cần đo.

- Trạng thái ban đầu (Initials state):

Sử dụng để thiết lập trạng thái ban đầu, hiển thị và sửa đổi điện áp tụ điện ban đầu

và dòng điện dẫn của cuộn cảm trong mô hình.

- Dòng công suất tải (Load flow):

Để tính toán dòng công suất tải và khởi tạo mô hình hóa hệ thống và máy phát điện

ba pha để mô phỏng trạng thái xác lập. Tính toán dòng công suất tải sử dụng phương

pháp NR để thuật toán hội tụ nhanh hơn. Công cụ dòng công suất tải cung cấp hầu hết

các chức năng, tính toán, phân tích trong HTĐ.

- Khởi tạo máy (Machine initialization):

Công cụ Khởi tạo máy cho phép khởi tạo hệ thống 3 pha để mô phỏng, tính toán ở

trạng thái ổn định. Công cụ Khởi tạo máy cung cấp các tính năng đơn giản hóa dòng tải

nhưng vẫn có thể khởi tạo dòng ban đầu của máy cho các kiểu máy của bạn. Để biết

thêm thông tin, hãy xem power_loadflow.

4.2.2. Mô phỏng LĐ Tràng Định

Hình 4.2. Một nhánh trong mô phỏng LĐ 35-kV Tràng Định.

Khối nguồn ba pha:

Mô phỏng một nguồn điện áp ba pha cân bằng có trở kháng R-L bên trong. Ba

nguồn điện áp được nối theo Y bằng một kết nối trung tính có thể nối đất bên trong hoặc

có thể tiếp cận được. Có thể chỉ định trực tiếp điện trở nội và điện cảm của nguồn bằng

cách nhập các giá trị R và L hoặc gián tiếp bằng cách chỉ định mức ngắn mạch cảm ứng

nguồn và tỷ lệ X / R.

+ Điện áp pha-pha bên trong tính bằng V, rms.

+ Góc pha của điện áp trong do pha A tạo ra, tính bằng độ. Ba điện áp được tạo ra

theo thứ tự thuận. Như vậy, điện áp bên trong pha B và pha C trễ pha A tương ứng là

120 độ và 240 độ

+ Tần số nguồn tính bằng hertz (Hz).

Khối MBA:

Mô phỏng một MBA ba pha sử dụng ba MBA một pha. Có thể mô tả đặc tính từ

hóa giống như đặc tính vật liệu lõi thép. Cuộn dây của MBA có thể được nối như sau:

Hình sao với trung nối đất hoặc không; Hình Delta (D1) trễ pha 300 hoặc Delta (D11),

nhanh pha hơn 300.

Khối đường dây:

Mô tả các thông số cơ bản của ĐDPP ba pha gồm điện trở và điện cảm (RL) nối

tiếp, thực hiện ba nhánh cân bằng bao gồm mỗi nhánh gồm một điện trở, một cuộn cảm

nối tiếp của chúng.

Khối phụ tải:

Khối tải RLC ba pha thực hiện tải cân bằng ba pha là sự kết hợp song song của các

phần tử RLC. Ở tần số xác định, tải có trở kháng không đổi. CSTD và phản kháng do

tải hấp thụ tỷ lệ với bình phương của điện áp đặt vào.

Thông số MBA, đường dây và phụ tải được trình bày trong phụ lục.

4.3. KẾT QUẢ MÔ PHỎNG

4.3.1. Khi chưa có TĐN

Để đánh giá tác động của TĐN đến LĐPP Tràng Định, chúng ta đi phân tích chế độ

làm việc của lưới điện khi không vận hành nguồn TĐ. Công suất tiêu thụ của các nút

phụ tải gồm CSTD, CSPK được trình bày trong Hình 5.3.

Phụ tải LĐPP

ấ u s g n ô C

0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0

1 5 9

3 5

3 1

7 1

1 2

5 2

9 2

3 3

7 3

1 4

5 4

9 4

7 5

1 6

5 6

9 6

3 7

7 7

1 8

5 8

9 8

3 9

7 9

9 0 1

1 0 1

5 0 1

3 1 1

7 1 1

Nút

CSTD (MW)

CSPK (Mvar)

Hình 4.3. CSTD, CSPK của phụ tải.

Công suất tiêu thụ của phụ tải từ vài chục đến vài trăm kW, phân bố dọc trên 200

km ĐD 35-kV. Một số phụ tải lớn như Jiang Shan 1, 2 (2x500 kW), Thành Phát 1, 2, 3

(3x500 kW), Thiên Sơn (530kW), Thiên Trường (530 kW), v.v. Đa phần các phụ tải còn

lại tương đối nhỏ từ 50 kW đến 100 kW.

Sau khi mô phỏng được thiết lập, Công cụ Powergui trong Matlab khởi tạo và phân

tích dòng công suất trong lưới điện bằng thuật toán NR, kết quả đạt độ hội tụ trong

khoảng 3-5 vòng lặp. Kết quả được hiển thị trên màn hình như sau:

Hình 4.3. Kết quả mô phỏng lưới điện 35-kV Tràng Định.

Kết quả mô phỏng LĐ Tràng Định trong trường hợp này cho thấy tổn thất công suất

và điện áp rất lớn trên đường dây. Trong đó, tổng công suất nhận từ LĐ 110kV là 28.33

MW CSTD và 28.50 MVar CSPK. Tuy nhiên, tiêu thụ của phụ tải toàn LĐ chỉ là 24.3

MW CSTD và 17.99 MVar CSPK. Như vậy tổn thất trên ĐD 35 kV là 3.9 MW CSTD

(tương đương 13.7%), đặc biệt tổn thất về CSPK là rất lớn 10.78 MVar. Nguyên nhân

thứ nhất do bán kính cấp điện lớn, mật độ phụ tải thấp dẫn đến CS truyền trên ĐD dài

(vài chục, vài trăm km). Nguyên nhân thứ 2 do điện áp rơi trên ĐD nhiều, làm cho điện

áp phía phụ tải giảm thấp. Điều này càng làm tăng tổn thất trên ĐD do giá trị dòng điện

tăng. Độ lệch điện áp trung bình (đô lệch chuẩn) là 0.271 đơn vị. Như vậy, phần lớn

điện áp nút trên LĐ không đảm bảo yêu cầu về chất lượng (0.9 – 1.05). Trong mô phỏng

này, có thể thấy giá trị bù trên LĐ là rất nhỏ, không đáng kể so với CS tiêu thụ của phụ

tải. Chi tiết chỉ tiêu kỹ thuật của LĐ Tràng Định khi không vận hành TĐ trình bày trong

Bảng 4.1.

Bảng 4.1. Các chỉ tiêu kỹ thuật của LĐ Tràng Định khi không có TĐ.

TT Chỉ tiêu kỹ thuật Giá trị Ghi chú

Công suất P(MW) Q(Mvar)

1 Tổng công suất 28.3358 28.5085

2 Tổng công suất tải 24.3228 17.9957

3 Tổng tổn thất 3.9029 10.7797 13.77%

4 Hệ số công suất 0.704

Điện áp Đơn vị tương đối

5 Độ lệch điện áp (chuẩn) 0.271

6 Số nút sụt áp 121

Phân bố điện áp trong LĐ được trình bày trong Hình 4.4.

Điện áp LĐPP

1.2

1

0.8

0.6

0.4

) u p ( p á n ệ Đ

0.2

0

1 5 9

1 4

3 1

7 1

1 2

5 2

9 2

3 3

7 3

5 4

9 4

3 5

7 5

1 6

5 6

9 6

3 7

7 7

1 8

5 8

9 8

3 9

7 9

7 1 1

1 0 1

5 0 1

9 0 1

3 1 1

1 2 1

Nút

Hình 4.4. Phân bố điện áp trong LĐ.

Ta thấy, điện áp giảm dần từ đầu nguồn đến phụ tải. Trong trường hợp này, ngoài

điện áp đầu nguồn (TBA 110 kV), các nút trong LĐ đều có điện áp giảm thấp do tổn

thất trên MBA cũng như trên đường dây. Tại một số nút phụ tải, điện áp giảm thấp

khoảng 0.65 pu (nút 46 – 57). Giá trị công suất bù của hệ thống TBN là rất nhỏ, không

đánh kể so với nhu cầu CSPK trên LĐ, do đó không đóng góp nhiều cho việc cải thiện

chất lượng điện áp trong LĐ.

4.3.2. Khi vận hành TĐ Bắc Khê tại Nút 63

Khi có nguồn TĐ Bắc Khê tại nút số 63, phát công suất định mức (2.0 MW), với

HSCS 0.8 đã phần nào cải thiện được chất lượng điện áp và tổn thất công suất trong LĐ.

Với phụ tải không đổi, tổn thất CSTD giảm xuống còn 2.72 MW, tương đương 10%;

tổn thất CSPK giảm xuống 8.46 MVar. Độ sụt điện áp được cải thiện là 0.224 đơn vị.

Tuy nhiên, số lượng nút bị sụt áp trên LĐ vẫn rất lớn (119 nút). Chi tiết kết quả được

trình bày trong Bảng 4.2.

Bảng 4.2. Các chỉ tiêu kỹ thuật của LĐ Tràng Định khi có TĐ Bắc Khê.

TT Chỉ tiêu kỹ thuật Giá trị Ghi chú

Công suất P(MW) Q(Mvar)

1 Tổng công suất 27.1573 26.1594

2 Tổng công suất tải 24.3228 17.9957

3 2.7201 8.4605 10.01% Tổng tổn thất

4 Hệ số công suất 0.720

Điện áp Đơn vị tương đối

5 Độ lệch điện áp (chuẩn) 0.224

6 Số nút sụt áp 119

Phân bố điện áp LĐ Tràng Định khi vận hành TĐ Bắc Khê được trình bày trong

Hình 4.5.

Điện áp LĐPP

1.2

1

0.8

0.6

0.4

) u p ( p á n ệ Đ

0.2

0

1 5 9

5 4

3 1

7 1

1 2

5 2

9 2

3 3

7 3

1 4

9 4

3 5

7 5

1 6

5 6

9 6

3 7

7 7

1 8

5 8

9 8

3 9

7 9

3 1 1

1 0 1

5 0 1

9 0 1

7 1 1

1 2 1

Nút

Hình 4.4. Phân bố điện áp trong LĐ khi có TĐ.

Trong trường hợp này, TĐ Bắc Khê đã cải thiện được điện áp tương đối tốt, đặc biệt

là các nút khu vực lân cận (nút 46 – 57), đây là vị trí điện áp thấp nhất trong lưới. Tuy

nhiên, TĐ vẫn chưa thể đưa giá trị điện áp trong lưới về giá trị tiêu chuẩn (0.9 – 1.05).

Do đó, thông số của các thiết bị điều áp, đặc biệt là bộ OLTC của MBA phân phối cần

được tính toán, cài đặt hợp lý.

4.3.2. Khi phối hợp thiết bị diều chỉnh điện áp

Để cải thiện chất lượng điện áp cho LĐ, thông số cài đặt bộ OLTC được đưa vào

tính toán bằng thuật toán PSO. Kết quả chỉ ra rằng, đối với LĐ Tràng Định, đầu phân

áp của OLTC cần phải đặt cao hơn rất nhiều giá trị định mức để bù điện áp tổn thất trên

cả MBA và ĐD. Giá trị tỷ số biến áp tính toán được là n = 1 : 1.15. Kết quả mô phỏng

được trình bày trong Bảng 4.3.

Bảng 4.3. Các chỉ tiêu kỹ thuật của LĐ Tràng Định khi tính OLTC.

TT Chỉ tiêu kỹ thuật Giá trị Ghi chú

Công suất P(MW) Q(Mvar)

1 Tổng công suất 26.2177 24.2256

2 Tổng công suất tải 24.3228 17.9957

3 Tổng tổn thất 1.7506 6.6998 6.67%

4 Hệ số công suất 0.734

Điện áp Đơn vị tương đối

5 Độ lệch điện áp (chuẩn) 0.075

6 Số nút sụt áp 22

Trong trường hợp này, ta thấy tổn thất đã được cải thiện đáng kể, tổn thất CSTD chỉ

còn 1.75, tương đương 6.67%, trong khi HSCS tăng lên 0.73. Đặc biệt, độ lệch điện áp

giảm xuống chỉ còn 0.075 đơn vị, như vậy trung bình các nút trong LĐ đã đạt chuẩn

điện áp. Số nút sụt áp chỉ còn 22 nút.

Điện áp LĐPP

1.1

1.05

1

0.95

0.9

0.85

) u p ( p á n ệ Đ

0.8

0.75

1 5 9

3 3

1 4

9 4

7 5

5 6

3 7

1 8

9 8

3 1

7 1

1 2

5 2

9 2

7 3

5 4

3 5

1 6

9 6

7 7

5 8

3 9

7 9

1 0 1

5 0 1

9 0 1

3 1 1

7 1 1

1 2 1

Nút

Hình 4.5. Phân bố điện áp trong LĐ khi tính OLTC.

Hình 5.5 cho thấy, bộ OLTC đã tăng điện áp MBA gần với ngưỡng trên của điện áp

cho phép (1.05), do đó cải thiện điện áp toàn LĐ (trừ một số nút cuối nguồn). Trong

trường hợp này, chỉ còn 22 nút (nút 36 – 57) là bị sụt áp ngoài phạm vi cho phép (<0.9).

So sánh chất lượng điện áp trong các trường hợp được trình bày trong Hình 4.6.

Điện áp LĐPP

1.2

1

0.8

0.6

0.4

) u p ( p á n ệ Đ

0.2

0

1 5 9

5 4

3 1

7 1

1 2

5 2

9 2

3 3

7 3

1 4

9 4

3 5

7 5

1 6

5 6

9 6

3 7

7 7

1 8

5 8

9 8

3 9

7 9

3 1 1

1 0 1

5 0 1

9 0 1

7 1 1

1 2 1

Nút

Không TĐ

OLTC,TB

Có TĐ

Hình 4.6. So sánh điện áp LĐ trong các trường hợp: Không có TĐ, có TĐ và điều

chỉnh OLTC.

4.4. KẾT LUẬN

Trong chương 4, luận văn đã nghiên cứu trình bày các nội dung sau:

- Mô phỏng LĐPP 35 kV, 122 nút Tràng Định, Lạng Sơn.

- Đánh giá LĐ Tràng Định trong trường hợp không vận hành TĐ.

- Đánh giá LĐ Tràng Định trong trường hợp vận hành TĐ Bắc Khê với công suất

định mức.

- Tính toán thông số cài đặt bộ OLTC của MBA phân phối để cải thiện tổn thất công

suất và chất lượng điện áp trong LĐ Tràng Định.

KẾT LUẬN VÀ HƯỚNG PHÁT TRIỂN

1. KẾT LUẬN

Đề tài luận văn đã nghiên cứu ảnh hưởng, tác động của nguồn TĐ đến các chỉ tiêu

kỹ thuật của LĐPP (tổn thất công suất, điện áp). Với mục đích như trên, đề tài đã tập

trung nghiên cứu các nội dung sau:

- Nghiên cứu cơ sở lý thuyết phân tích, đánh giá lưới điện trong chế độ xác lập.

- Mô hình hóa các phần tử trong LĐPP: nguồn điện, phụ tải điện, đường dây.

- Mô hình hóa các thiết bị điều chỉnh điện áp trong LĐPP: MBA OLTC, TB, VR,

v.v.

- Xây dựng hàm mục tiêu cho bài toán và thuật giải kết hợp thuật toán Newton-

Raphson và thuật toán bày đàn PSO.

- Ứng dụng thuật toán đánh giá lưới điện 35-kV Tràng Định Lạng Sơn với TĐ Bắc

Khê 1 1.8 MW.

Kết quả mô phỏng như sau:

- Nguồn TĐ Bắc Khê có tác dụng tốt giúp cải thiện chất lượng điện áp và công suất

trong LĐ. Do công suất nhỏ, TĐ Bắc Khê không gây ra vấn đề quá áp.

- Công suất TB trong lưới điện Tràng Định là nhỏ, không có tác dụng nhiều trong

việc cái thiện điện áp trong lưới.

- Bộ OLTC của MBA phân phối có vai trò quan trọng trong điều chỉnh điện áp, khi

được cài đặt hợp lý sẽ cải thiện được chất lượng điện áp phần lớn các nút trong lưới.

- Trong lưới điện Tràng Định có 22 nút cuối đường dây có điện áp thấp ngoài khả

năng điều chỉnh của OLTC. Những nút này cần phải đặt TB hoặc thiết bị ổn áp tại chỗ

(nút 36-57).

2. HƯỚNG PHÁT TRIỂN

Hiện nay, TĐV&N đang trở nên phổ biến, được sử dụng rộng rãi trong LĐPP đặc

biệt là các tỉnh miền núi phía Bắc. Do đó, nghiên cứu có thể phát triển ứng dụng rộng

rãi cho các LĐPP khi xem xét quy hoạch, thiết kế hay vận hành nguồn TĐN.

TÀI LIỆU THAM KHẢO

TÀI LIỆU TIẾNG VIỆT

1. Trần Bách, Lưới điện và Trạm biến áp: Hệ thống điện, Tập 1, 2, Khoa học Kỹ thuật,

2005.

2. Nguyễn Văn Đạm, Mạng lưới điện: Tính chế độ xác lập của các mạng và hệ thống

điện, Khoa học Kỹ thuật, 2001.

3. Bùi Văn Đĩnh, Đánh giá độ tin cậy của lưới điện phân phối và đề xuất một số giải

pháp nâng cao độ tin cậy của lưới điện phân phối - áp dụng cho lưới điện huyện

Xuân Trường - tỉnh Nam Định. Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội, 2014.

4. Nguyễn Văn Chiểu, Nghiên cứu thiết kế hệ thống điều khiển điện áp máy phát,

Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội, 2013.

5. Trịnh Trọng Chưởng, Nghiên cứu ảnh hưởng của nguồn điện phân tán đến chế độ

vận hành lưới điện phân phối, Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội, 2012.

6. Văn Hùng Nguyễn, Nghiên cứu ảnh hưởng của nhà máy điện gió đến độ tin cậy của

lưới điện phân phối, Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội, 2014.

7. Nguyễn Văn Hải, Nghiên cứu tự động hóa lưới điện phân phối để nâng cao độ tin

cậy cung cấp điện, Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội, 2010.

8. Phạm Văn Tuyền, Nghiên cứu các yêu cầu kỹ thuật khi kết nối nguồn điện phân tán

với lưới điện phân phối, Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội, 2014.

9. Lê Công Thịnh, Xét ảnh hưởng của các nguồn phân tán và các bộ tụ bù tới chất lượng

điện áp và tổn thất trong lưới phân phối, Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội, 2010.

10. Nguyễn Chí Công, Ảnh hưởng của nguồn phân tán phong điện tới các thông số lưới

điện, Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội, 2013.

11. Võ Ngọc Điều, Nguyễn Ngọc Phúc Diễm, Phạm Thị Minh Thái, Nguyễn Hoàng

Minh Tuấn, Trần Thế Tùng, Huỳnh Quang Minh, Huỳnh Quốc Việt, cs. ETAP và

ứng dụng trong phân tích hệ thống điện, Đại học Quốc gia TP Hồ Chí Minh.

12. Nguyễn Phùng Quang, Matlab & Simulink, Khoa học Kỹ thuật, 2005.

13. Bùi Quốc Khánh, Phạm Quốc Hải, Nguyễn Thị Hiền (1996), Điều chỉnh tự động

truyền động điện, Nhà xuất bản Khoa học kỹ thuật, Hà Nội.

14. Nguyễn Doãn Phước, Phan Xuân Minh (2000), Hệ phi tuyến, Nhà xuất bản Khoa

học và kỹ thuật, Hà Nội.

15. Nguyễn Doãn Phước, Phan Xuân Minh, Hán Thành Trung (2003), Lý thuyết điều

khiển phi tuyến, Nhà xuất bản Khoa học và kỹ thuật, Hà Nội.

16. Nguyễn Phùng Quang (2005), Matlab & Simulink, Nhà xuất bản Khoa học và kỹ

thuật, Hà Nội.

17. Lê Văn Doanh, Nguyễn Thế Công, Trần Văn Thịnh, Điện tử công suất, Nhà xuất

bản Khoa học và kỹ thuật, Hà Nội.

18. Đỗ Xuân Khôi, Tính toán phân tích hệ thống điện, Khoa học Kỹ thuật, 2006.

19. Lã Văn Út, Phân tích điều khiển ổn định hệ thống điện, Trường Đại học Bách Khoa

Hà Nội, 2006.

TÀI LIỆU TIẾNG ANH

1. J. J. Erbrink, E. Gulski, J. J Smit, P. P. Seitz, B. Quak, R. Leich and R. Malewski,

(2010) Diagnosis of onload tap changer contact degradation by dynamic resistance

measurements. IEEE Transactions on Power Delivery, 25(4): 2121-2131.

2. Josemar de Oliveira Quevedo, Fabricio Emmanuel Cazakevicius, Rafael Concatto

Beltrame, (2016) Analysis and design of an electronic on-load tap changer

distribution transformer for automatic voltage regulation. IEEE Transactions on

Industrial Electronics, 64(1): 883-894.

3. Junjie Hu, Mattia Marinelli, Massimiliano Coppo, Antonio Zecchino, Henrik W.

Bindner, (2016) Coordinated voltage control of a decoupled three-phase on-load tap

changer transformer and photovoltaic inverters for managing unbalanced networks.

Electric Power Systems Research, 131(2): 264-274.

4. X. Liu, A. Airchhorn, L. Liu, H. Li. (2012) Coordinated control of distributed energy

storage system with tap changer transformers for voltage rise mitigation under high

photovoltaic penetration. IEEE Transactions on Smart Grid, 3(2): 897-906.

5. Markus Kraiczy, Thomas Stetz, Martin Braun, (2018) Parallel operation of

transformers with on load tap changer and photovoltaic systems with reactive power

control. IEEE Transactions on Smart Grid, 9(6): 6419 – 6428.

6. M. Kraiczy, M. Braun, G. Wirth, T. Stetz, J. Brantl, S. Schmidt, (2013) Unintended

interferences of local voltage control strategies of HV/MV transformer and

distributed generators. European PV Solar Energy Conf. and Exhibition, Paris, 2013.

7. F. Andren, B. Bletterie, S. Kadam, P. Kotsampopoulos, and C. Bucher, (2015) On

the stability of local voltage control in distribution networks with a high penetration

of inverter based generation. IEEE Transactions on Industrial Electronics, 62(4):

2519–2529.

8. K. Rauma, F. Cadoux, N. Hadj-SaïD, A. Dufournet, C. Baudot, G. Roupioz (2016)

Assessment of the MV/LV on-load tap changer technology as a way to increase LV

hosting capacity for photovoltaic power generators. CIRED Workshop 2016,

Helsinki, Finland, June 2016.

9. Alejandro Navarro-Espinosa, Luis F. Ochoa, (2015) Increasing the PV hosting

capacity of LV networks: OLTC-fitted transformers vs. reinforcements. IEEE Power

& Energy Society Innovative Smart Grid Technologies Conference (ISGT),

Washington, DC, USA, June 2015.

10. Sanjib Ganguly, Dipanjan Samajpati, (2017) Distributed generation allocation with

on-load tap changer on radial distribution networks using adaptive genetic algorithm.

Applied Soft Computing, 59(4): 45-67.

11. M. Nijhuis, M. Gibescu, J.F.G. Cobben, (2016) Incorporation of on-load tap changer

transformers in low-voltage network planning. IEEE PES Innovative Smart Grid

Technologies Conference Europe (ISGT-Europe), Ljubljana, Slovenia, Oct. 2016.

12. IEEE Standard 1547-2018 (2018), IEEE Standard for interconnection and

interoperability of distributed energy resources with associated electric power

systems interfaces. IEEE Standard Association, DOI:

10.1109/IEEESTD.2018.8332112, ISBN: 978-1-5044-4639-6, April 2018.

PHỤ LỤC

P1. KẾT QUẢ MÔ PHỎNG LĐPP KHI KHÔNG CÓ TĐ

Góc Loại CSTD CSPK Điện Ghi TT Tên nút pha nút (MW) (Mvar) áp (pu) chú (Deg.)

1 110kV Bus swing 28.34 28.51 1 0

2 TBA 110/35kV 0 0.8902 -37.12 - 0

3 Hat Khon PQ 0.08 0.03 0.8829 -37.23

4 Hung Viet 2 PQ 0.05 0.02 0.8829 -37.24

5 Thac Xang PQ 0.26 0.17 0.8823 -37.24

6 Hung Viet 1 PQ 0.27 0.22 0.8757 -37.35

7 Hung Viet 3 PQ 0.14 0.09 0.8758 -37.35

8 Xuan Phuc PQ 0.2 0.16 0.8758 -37.35

9 Hoang Loc PQ 0.23 0.2 0.8758 -37.35

10 Ban Nam PQ 0.14 0.09 0.834 -38.05

11 Khang Chien PQ 0.31 0.18 0.812 -38.44

12 Jiang Shan 3 PQ 0.2 0.16 0.8086 -38.5

13 Jiang Shan1,1 PQ 0.52 0.41 0.8086 -38.5

14 Jiang Shan1,2 PQ 0.51 0.42 0.8086 -38.5

15 TNHH MTV PQ 0.19 0.13 0.8086 -38.5

NM Giay (nghi 16 PQ 0 0 0 0 VH)

17 HTX Lam San PQ 0.09 0.05 0.7884 -38.9

18 May Keo PQ 0.28 0.18 0.776 -39.15

19 Na Phai PQ 0.2 0.18 0.7539 -39.62

20 TBN 600 Z 0 -0.34 0.7539 -39.62

21 10-kV PQ 8.26 5.97 0.7461 -39.78

22 Hang Niu PQ 0.17 0.1 0.7384 -39.67

23 Na Ao PQ 0.26 0.21 0.6883 -40.13

24 Doong Khot 0.6885 -40.13 PQ 0.11 0.14

25 Phuc Loc 0.6885 -40.13 PQ 0.26 0.32

26 Ngoc Du 0.6885 -40.13 PQ 0.24 0.31

27 BTS Lung Phay 0.6885 -40.13 PQ 0.01 0.02

28 Chau Hau 0.6885 -40.13 PQ 0.16 0.35

29 Lung Phay1 0 0.6885 -40.13 PQ 0.07

30 Khau Ngu 0.6859 -40.16 PQ 0.17 0.22

31 Na Van 0.6859 -40.16 PQ 0.05 0.07

Xay xang Ngoc 32 PQ 0.31 0.24 0.6859 -40.16 Du

33 Ban Ne 0.6689 -40.33 PQ 0.11 0.3

34 Keo Tau 0.6689 -40.33 PQ 0.05 0.06

35 Keo Quan 0.6689 -40.33 PQ 0.18 0.25

36 Ban Sooc 0.654 -40.46 PQ 0.15 0.2

37 Ban Quyen 0.654 -40.46 PQ 0.02 0.07

38 Hang Deng 0.6476 -40.51 PQ 0.06 0.08

39 Đ. Cao 820 0.6467 -40.52 PQ 0.03 0.04

CTTNHH Ma 40 PQ 0.26 0.19 0.6469 -40.52 Vien

41 Quoc Khanh 0.6444 -40.54 PQ 0.11 0.14

42 Quoc Khanh 2 0.6444 -40.54 PQ 0.19 0.26

43 Ban Ton 0.6443 -40.54 PQ 0.03 0.04

44 Pa Phia 0.6432 -40.53 PQ 0.06 0.08

45 Na Kon 0.6432 -40.53 PQ 0.19 0.26

46 DBP Po Ma 0.6392 -40.59 PQ 0.19 0.26

47 Po Chang 0.6392 -40.59 PQ 0.06 0.08

48 Bo Luong 0.6392 -40.59 PQ 0.06 0.08

49 Keo Ken 0.6391 -40.59 PQ 0.06 0.08

50 Ha Thi Tam 0.6337 -40.63 PQ 0.19 0.26

51 Na Nua PQ 0.03 0.6337 -40.63 0.04

52 Kham Khau PQ 0.06 0.6333 -40.63 0.08

53 Cap Nuoc N Nua PQ 0.05 0.6332 -40.63 0.06

54 CK Na Nua PQ 0.05 0.6319 -40.65 0.06

55 Nhà CV Na Nua PQ 0.06 0.631 -40.65 0.08

Viet Trung Na 56 PQ 0.32 0.24 0.6309 -40.65 Nua

57 Viet Trung 2 PQ 0.34 0.6309 -40.65 0.45

58 Duc Quy PQ 0.05 0.6885 -40.13 0.07

59 Na Soong PQ 0.05 0.6885 -40.13 0.05

60 TD B.Khe 1 PQ 0.01 0.6841 -40.18 0.02

61 TD Bac Khe PQ 0 0.684 -70.18 0

62 Na Tha PQ 0.08 0.684 -40.18 0.13

63 Po Kieu PQ 0.03 0.6795 -40.22 0.05

64 UBX Tan Tien PQ 0.09 0.6763 -40.25 0.13

65 Pac Xom PQ 0.03 0.675 -40.26 0.04

66 Khuoi Sly PQ 0.03 0.675 -40.26 0.04

67 Vinh Tien PQ 0.03 0.6749 -40.26 0.04

68 Khuoi Phu PQ 0.02 0.6749 -40.26 0.03

69 Khuoi Chang PQ 0.01 0.6749 -40.26 0.02

70 Po Cai PQ 0.06 0.6727 -40.28 0.08

71 UBX Cao Minh PQ 0.03 0.6689 -40.3 0.04

72 Khuoi Lap PQ 0.02 0.6688 -40.3 0.03

73 Na Bac PQ 0.06 0.6683 -40.31 0.08

74 UBX Doan Ket PQ 0.02 0.6683 -40.31 0.03

75 Na Un PQ 0.03 0.6671 -40.32 0.04

76 Na San PQ 0.02 0.6671 -40.32 0.03

77 Keo Danh PQ 0.03 0.6669 -40.32 0.04

78 Na Suon PQ 0.03 0.667 -40.33 0.04

79 Na Cooc PQ 0.04 0.03 0.6669 -40.32

UBX Khanh 80 PQ 0.03 0.02 0.6667 -40.33 Long

UBX Khanh 81 PQ 0.03 0.02 0.6665 -40.33 Long1

82 Ban Ang PQ 0.04 0.03 0.6665 -40.33

83 Khuoi Vai PQ 0.03 0.02 0.6719 -40.28

84 Na Luong PQ 0.04 0.03 0.6719 -40.28

85 BTS T.Yen PQ 0.03 0.02 0.6712 -40.29

86 Pac Muoi PQ 0.04 0.03 0.6711 -40.29

87 Keo Ca PQ 0.04 0.03 0.6711 -40.29

88 UBX Tan Yen PQ 0.04 0.03 0.6711 -40.29

89 Khuoi Chin PQ 0.03 0.02 0.6711 -40.29

90 Khuoi Lam PQ 0.03 0.02 0.671 -40.29

Pa Tap - Trung 91 PQ 0 0 0.8862 -37.14 Khanh

92 TNHH Diep Anh PQ 0.25 0.8822 -37.15 0.21

93 Na Man PQ 0.08 0.8725 -37.06 0.05

94 Van SOn 1 PQ 0.05 0.4 0.8725 -37.05

95 Thuan Phat 2 PQ 0.49 0.46 0.8722 -37.05

96 DBP Binh Nghi PQ 0.04 0.03 0.8726 -37.06

97 Thanh Phat 1 PQ 0.52 0.23 0.872 -37.06

98 Thanh Phat 2 PQ 0.28 0.17 0.872 -37.06

99 Thanh Phat 3 PQ 0.51 0.43 0.8719 -37.06

100 Coc Muong PQ 0.08 0.06 0.8733 -37.21

101 Ban Sao PQ 0.08 0.05 0.8716 -37.22

102 Bình Độ PQ 0.21 0.17 0.8701 -37.22

103 Na Po PQ 0.08 0.06 0.8693 -37.23

104 Am Khang PQ 0.15 0.13 0.8758 -37.35

105 Na Ca PQ 0.05 0.03 0.8682 -37.24

106 Thon 4 PQ 0.04 0.02 0.8671 -37.26

UBX Trung 107 PQ 0.08 0.06 0.8669 -37.26 Thanh

108 Thon 1 PQ 0.03 0.01 0.8662 -37.27

109 Tan Minh PQ 0.04 0.02 0.8659 -37.28

XCBNLS Ban 110 PQ 0.07 0.04 0.8659 -37.28 Khen

111 Na Pung PQ 0.03 0.02 0.8658 -37.28

112 Ban Slang PQ 0.05 0.02 0.8658 -37.27

113 Tham Clong PQ 0.03 0.02 0.8656 -37.27

114 Na Leng PQ 0.06 0.04 0.8656 -37.27

115 Ban Che PQ 0.03 0.01 0.8654 -37.21

116 UBX Dao Vien PQ 0.03 0.02 0.8656 -37.21

117 Ban Keo PQ 0.03 0.01 0.8654 -37.21

118 Na Oi PQ 0.03 0.01 0.8656 -37.21

119 Van Son 1 PQ 0.53 0.42 0.8611 -37.18

TKSLH Binh 120 PQ 0.19 0.1 0.8614 -37.18 Nghi

121 Thien Truong PQ 0.53 0.55 0.8614 -37.18

122 Ban Bon PQ 0.08 0.05 0.8337 -38.05

P1. KẾT QUẢ MÔ PHỎNG LĐPP KHI CÓ TĐN

Góc Loại CSTD CSPK Điện Ghi TT Tên nút pha nút (MW) (Mvar) áp (pu) chú (Deg.)

1 110kV Bus swing 25.16 24.76 1 0

TBA 2 - 0 0 0.9039 -36.22 110/35kV

3 Hat Khon PQ 0.03 0.8978 -36.32 0.08

4 Hung Viet 2 PQ 0.02 0.8977 -36.32 0.05

5 Thac Xang PQ 0.17 0.8971 -36.32 0.26

6 Hung Viet 1 PQ 0.22 0.8916 -36.41 0.27

7 Hung Viet 3 PQ 0.09 0.8917 -36.41 0.14

8 Xuan Phuc PQ 0.16 0.8916 -36.41 0.2

9 Hoang Loc PQ 0.2 0.8917 -36.41 0.23

10 Am Khang PQ 0.13 0.8917 -36.41 0.15

11 Ban Nam PQ 0.09 0.8561 -36.97 0.14

12 Ban Bon PQ 0.05 0.8559 -36.98 0.08

13 Khang Chien PQ 0.18 0.8375 -37.29 0.31

14 Jiang Shan 3 PQ 0.16 0.8345 -37.33 0.2

15 Jiang Shan1,1 PQ 0.41 0.8345 -37.33 0.52

16 Jiang Shan1,2 PQ 0.42 0.8345 -37.33 0.51

17 TNHH MTV PQ 0.13 0.8345 -37.33 0.19

NM Giay (nghi 18 PQ 0 0 0 0 VH)

19 HTX Lam San PQ 0.05 0.8177 -37.64 0.09

20 May Keo PQ 0.18 0.8073 -37.83 0.28

21 Na Phai PQ 0.18 0.7881 -38.2 0.2

22 TBN 600 Z -0.37 0.7881 -38.2 0

23 10-kV PQ 5.97 0.7808 -38.35 8.26

24 Hang Niu PQ 0.1 0.7784 -38.16 0.17

25 Na Ao PQ 0.21 0.7428 -38.32 0.26

26 Doong Khot PQ 0.11 0.7429 -38.32 0.14

27 Phuc Loc PQ 0.26 0.7429 -38.32 0.32

28 Ngoc Du PQ 0.24 0.7429 -38.32 0.31

BTS Lung 29 PQ 0.02 0.01 0.7429 -38.32 Phay

30 Chau Hau PQ 0.16 0.7429 -38.32 0.35

31 Lung Phay1 PQ 0 0.7429 -38.32 0.07

32 Khau Ngu PQ 0.17 0.7405 -38.34 0.22

33 Na Van PQ 0.05 0.7405 -38.35 0.07

Xay xang 34 PQ 0.31 0.24 0.7406 -38.34 Ngoc Du

35 Ban Ne PQ 0.11 0.7249 -38.49 0.3

36 Keo Tau PQ 0.05 0.7249 -38.49 0.06

37 Keo Quan PQ 0.18 0.7249 -38.49 0.25

38 Ban Sooc PQ 0.15 0.7113 -38.6 0.2

39 Ban Quyen PQ 0.02 0.7113 -38.6 0.07

40 Hang Deng PQ 0.06 0.7054 -38.65 0.08

41 Đ. Cao 820 PQ 0.03 0.7046 -38.65 0.04

CTTNHH Ma 42 PQ 0.26 0.19 0.7047 -38.65 Vien

43 Quoc Khanh PQ 0.11 0.7025 -38.67 0.14

44 Quoc Khanh 2 PQ 0.19 0.7025 -38.67 0.26

45 Ban Ton PQ 0.03 0.7024 -38.67 0.04

46 Pa Phia PQ 0.06 0.7014 -38.67 0.08

47 Na Kon PQ 0.19 0.7014 -38.67 0.26

48 DBP Po Ma PQ 0.19 0.6977 -38.71 0.26

49 Po Chang PQ 0.06 0.6978 -38.71 0.08

50 Bo Luong PQ 0.06 0.6978 -38.71 0.08

51 Keo Ken PQ 0.06 0.6977 -38.71 0.08

52 Ha Thi Tam PQ 0.19 0.6927 -38.75 0.26

53 Na Nua PQ 0.03 0.6927 -38.75 0.04

54 Kham Khau PQ 0.06 0.6923 -38.75 0.08

Cap Nuoc N 55 PQ 0.06 0.05 0.6922 -38.75 Nua

56 CK Na Nua PQ 0.06 0.05 0.6911 -38.77

Nhà CV Na 57 PQ 0.08 0.06 0.6902 -38.76 Nua

Viet Trung Na 58 PQ 0.32 0.24 0.6902 -38.76 Nua

59 Viet Trung 2 PQ 0.45 0.34 0.6902 -38.76

60 Duc Quy PQ 0.07 0.05 0.7429 -38.32

61 Na Soong PQ 0.05 0.05 0.7429 -38.32

62 TD B.Khe 1 PQ 0.02 0.01 0.7448 -38.23

63 TD Bac Khe PQ 2 1.4 0.8273 -58.44

64 Na Tha PQ 0.13 0.08 0.7441 -38.23

65 Po Kieu PQ 0.05 0.03 0.74 -38.27

66 UBX Tan Tien PQ 0.13 0.09 0.737 -38.29

67 Pac Xom PQ 0.04 0.03 0.7358 -38.31

68 Khuoi Sly PQ 0.04 0.03 0.7358 -38.31

69 Vinh Tien PQ 0.04 0.03 0.7358 -38.31

70 Khuoi Phu PQ 0.03 0.02 0.7357 -38.31

71 Khuoi Chang PQ 0.02 0.01 0.7357 -38.31

72 Po Cai PQ 0.08 0.06 0.7337 -38.32

UBX Cao 73 PQ 0.04 0.03 0.7302 -38.34 Minh

74 Khuoi Lap PQ 0.03 0.02 0.7301 -38.34

75 Na Bac PQ 0.08 0.06 0.7296 -38.35

UBX Doan 76 PQ 0.03 0.02 0.7296 -38.35 Ket

77 Na Un PQ 0.04 0.03 0.7286 -38.36

78 Na San PQ 0.03 0.02 0.7286 -38.36

79 Keo Danh PQ 0.04 0.03 0.7284 -38.36

80 Na Suon PQ 0.04 0.03 0.7285 -38.36

81 Na Cooc PQ 0.04 0.03 0.7284 -38.36

UBX Khanh 82 PQ 0.03 0.02 0.7282 -38.36 Long

UBX Khanh 83 PQ 0.03 0.02 0.728 -38.36 Long1

84 Ban Ang PQ 0.03 0.728 -38.36 0.04

85 Khuoi Vai PQ 0.02 0.733 -38.33 0.03

86 Na Luong PQ 0.03 0.7329 -38.33 0.04

87 BTS T.Yen PQ 0.02 0.7324 -38.33 0.03

88 Pac Muoi PQ 0.03 0.7322 -38.33 0.04

89 Keo Ca PQ 0.03 0.7323 -38.33 0.04

90 UBX Tan Yen PQ 0.03 0.7323 -38.33 0.04

91 Khuoi Chin PQ 0.02 0.7322 -38.33 0.03

92 Khuoi Lam PQ 0.02 0.7322 -38.33 0.03

Pa Tap - Trung 93 PQ 0 0 0.9 -36.24 Khanh

TNHH Diep 94 PQ 0.25 0.21 0.8961 -36.25 Anh

95 Na Man PQ 0.05 0.8866 -36.16 0.08

96 Van SOn 1 PQ 0.4 0.8866 -36.16 0.05

97 Thuan Phat 2 PQ 0.46 0.8863 -36.16 0.49

DBP Binh 98 PQ 0.04 0.03 0.8866 -36.16 Nghi

99 Thanh Phat 1 PQ 0.23 0.8861 -36.16 0.52

100 Thanh Phat 2 PQ 0.17 0.8861 -36.16 0.28

101 Thanh Phat 3 PQ 0.43 0.8859 -36.16 0.51

102 Coc Muong PQ 0.06 0.8873 -36.31 0.08

103 Ban Sao PQ 0.08 0.05 0.8857 -36.32

104 Bình Độ PQ 0.21 0.17 0.8842 -36.32

105 Na Po PQ 0.08 0.06 0.8834 -36.33

106 Na Ca PQ 0.05 0.03 0.8824 -36.34

107 Thon 4 PQ 0.04 0.02 0.8813 -36.36

UBX Trung 108 PQ 0.08 0.06 0.881 -36.36 Thanh

109 Thon 1 PQ 0.03 0.01 0.8804 -36.37

110 Tan Minh PQ 0.04 0.02 0.8801 -36.37

XCBNLS Ban 111 PQ 0.07 0.04 0.8801 -36.37 Khen

112 Na Pung PQ 0.03 0.02 0.88 -36.37

113 Ban Slang PQ 0.05 0.02 0.88 -36.37

114 Tham Clong PQ 0.03 0.02 0.8798 -36.37

115 Na Leng PQ 0.06 0.04 0.8798 -36.37

UBX Dao 116 PQ 0.03 0.02 0.8797 -36.31 Vien

117 Ban Che PQ 0.03 0.01 0.8796 -36.31

118 Ban Keo PQ 0.03 0.01 0.8796 -36.31

119 Na Oi PQ 0.03 0.01 0.8797 -36.31

120 Van Son 1 PQ 0.53 0.42 0.8753 -36.28

121 Van Son 2 PQ 0.17 0.1 0.8753 -36.28

TKSLH Binh 122 PQ 0.19 0.1 0.8756 -36.28 Nghi

123 Thien Truong PQ 0.53 0.55 0.8756 -36.28

P3. KẾT QUẢ MÔ PHỎNG LĐPP KHI TÍNH TOÁN OLTC

Góc Loại Điện CSTD CSPK Ghi TT Tên nút pha nút áp (pu) (MW) (Mvar) chú (Deg.)

1 110kV Bus swing 1 0 24.22 22.83

TBA 2 - 1.048 -35.95 0 0 110/35kV

3 Hat Khon PQ 1.0431 -36.02 0.08 0.03

4 Hung Viet 2 PQ 1.043 -36.02 0.05 0.02

5 Thac Xang PQ 1.0425 -36.02 0.26 0.17

6 Hung Viet 1 PQ 1.0381 -36.09 0.27 0.22

7 Hung Viet 3 PQ 1.0382 -36.09 0.14 0.09

8 Xuan Phuc PQ 1.0381 -36.09 0.2 0.16

9 Hoang Loc PQ 1.0382 -36.09 0.23 0.2

10 Am Khang PQ 1.0382 -36.09 0.15 0.13

11 Ban Nam PQ 1.0096 -36.51 0.14 0.09

12 Ban Bon PQ 1.0094 -36.51 0.08 0.05

13 Khang Chien PQ 0.9947 -36.74 0.31 0.18

14 Jiang Shan 3 PQ 0.9922 -36.77 0.2 0.16

Jiang 15 PQ 0.9922 -36.77 0.52 0.41 Shan1,1

Jiang 16 PQ 0.9922 -36.77 0.51 0.42 Shan1,2

17 TNHH MTV PQ 0.9922 -36.77 0.19 0.13

NM Giay 18 PQ 0 0 0 0 (nghi VH)

HTX Lam 19 PQ 0.9788 -37 0.09 0.05 San

20 May Keo PQ 0.9705 -37.13 0.28 0.18

21 Na Phai PQ 0.9552 -37.4 0.2 0.18

22 TBN 600 Z 0.9552 -37.4 0 -0.55

23 10-kV PQ 0.9491 -37.5 8.26 5.97

24 Hang Niu PQ 0.9477 -37.37 0.17 0.1

25 Na Ao 0.9197 -37.51 0.26 0.21 PQ

26 Doong Khot 0.9199 -37.51 0.14 0.11 PQ

27 0.32 0.26 0.9198 -37.51 PQ Phuc Loc

28 0.31 0.24 0.9199 -37.51 PQ Ngoc Du

BTS Lung 29 PQ 0.9199 -37.51 0.02 0.01 Phay

30 0.35 0.16 0.9199 -37.51 PQ Chau Hau

31 0.07 0 0.9199 -37.51 PQ Lung Phay1

32 0.22 0.17 0.918 -37.52 PQ Khau Ngu

33 0.07 0.05 0.9179 -37.52 PQ Na Van

Xay xang 34 PQ 0.918 -37.52 0.31 0.24 Ngoc Du

35 0.11 0.9056 -37.62 0.3 PQ Ban Ne

36 0.06 0.05 0.9056 -37.62 PQ Keo Tau

37 0.25 0.18 0.9056 -37.62 PQ Keo Quan

38 0.15 0.8949 -37.69 0.2 PQ Ban Sooc

39 0.07 0.02 0.8949 -37.69 PQ Ban Quyen

40 0.08 0.06 0.8903 -37.72 PQ Hang Deng

41 0.04 0.03 0.8896 -37.72 PQ Đ. Cao 820

CTTNHH 42 PQ 0.8897 -37.72 0.26 0.19 Ma Vien

43 Quoc Khanh PQ 0.8879 -37.73 0.14 0.11

Quoc Khanh 44 PQ 0.888 -37.73 0.26 0.19 2

45 PQ Ban Ton 0.8879 -37.73 0.04 0.03

46 PQ Pa Phia 0.887 -37.73 0.08 0.06

47 PQ Na Kon 0.887 -37.73 0.26 0.19

48 PQ DBP Po Ma 0.8842 -37.75 0.26 0.19

49 PQ Po Chang 0.8842 -37.75 0.08 0.06

PQ 50 Bo Luong 0.8842 -37.75 0.08 0.06

PQ 51 Keo Ken 0.8841 -37.75 0.08 0.06

PQ 52 Ha Thi Tam 0.8802 -37.78 0.26 0.19

PQ Na Nua 53 0.8803 -37.78 0.04 0.03

PQ Kham Khau 54 0.8799 -37.78 0.08 0.06

Cap Nuoc N 55 PQ 0.8798 -37.78 0.06 0.04 Nua

56 CK Na Nua PQ 0.8789 -37.79 0.06 0.05

Nhà CV Na 57 PQ 0.8783 -37.79 0.08 0.06 Nua

Viet Trung 58 PQ 0.8782 -37.79 0.32 0.24 Na Nua

PQ 59 Viet Trung 2 0.8782 -37.79 0.45 0.34

PQ Duc Quy 60 0.07 0.05 0.9199 -37.51

PQ Na Soong 61 0.05 0.05 0.9199 -37.51

PQ TD B.Khe 1 62 0.02 0.01 0.9216 -37.46

PQ TD Bac Khe 63 1.4 0.9932 -60.89 2

PQ Na Tha 64 0.13 0.08 0.921 -37.46

PQ Po Kieu 65 0.05 0.03 0.9177 -37.49

UBX Tan 66 PQ 0.9153 -37.5 0.13 0.09 Tien

PQ Pac Xom 67 0.04 0.03 0.9143 -37.51

PQ Khuoi Sly 68 0.04 0.03 0.9144 -37.51

PQ Vinh Tien 69 0.04 0.03 0.9143 -37.51

PQ Khuoi Phu 70 0.03 0.02 0.9143 -37.51

PQ 71 0.03 0.01 Khuoi Chang 0.9143 -37.51

PQ Po Cai 72 0.08 0.06 0.9127 -37.52

UBX Cao 73 PQ 0.9099 -37.53 0.04 0.03 Minh

74 Khuoi Lap PQ 0.9098 -37.53 0.03 0.02

75 Na Bac PQ 0.9094 -37.54 0.08 0.06

UBX Doan 76 PQ 0.9094 -37.54 0.03 0.02 Ket

77 Na Un PQ 0.9085 -37.54 0.04 0.03

78 Na San PQ 0.9085 -37.54 0.03 0.02

79 Keo Danh PQ 0.9084 -37.54 0.04 0.03

80 Na Suon PQ 0.9085 -37.54 0.04 0.03

81 Na Cooc PQ 0.9084 -37.54 0.04 0.03

UBX Khanh 82 PQ 0.9083 -37.55 0.03 0.02 Long

UBX Khanh 83 PQ 0.9081 -37.55 0.03 0.02 Long1

84 Ban Ang PQ 0.9081 -37.55 0.04 0.03

85 Khuoi Vai PQ 0.9121 -37.52 0.03 0.02

86 Na Luong PQ 0.9121 -37.52 0.04 0.03

87 BTS T.Yen PQ 0.9116 -37.53 0.03 0.02

88 Pac Muoi PQ 0.9115 -37.53 0.04 0.03

89 Keo Ca PQ 0.9115 -37.52 0.04 0.03

UBX Tan 90 PQ 0.9115 -37.52 0.04 0.03 Yen

91 Khuoi Chin PQ 0.9115 -37.53 0.03 0.02

92 Khuoi Lam PQ 0.9114 -37.53 0.03 0.02

Pa Tap - 93 PQ 1.0447 -35.96 0 0 Trung Khanh

TNHH Diep 94 PQ 1.0414 -35.97 0.25 0.21 Anh

95 Na Man PQ 1.0332 -35.9 0.08 0.05

96 Van SOn 1 PQ 1.0332 -35.9 0.05 0.4

97 Thuan Phat 2 PQ 1.0329 -35.9 0.49 0.46

DBP Binh 98 PQ 1.0332 -35.9 0.04 0.03 Nghi

99 Thanh Phat 1 1.0327 -35.9 PQ 0.52 0.23

100 Thanh Phat 2 PQ 0.28 0.17 1.0327 -35.9

101 Thanh Phat 3 PQ 0.51 0.43 1.0326 -35.9

102 Coc Muong PQ 0.08 0.06 1.0338 -36.01

103 Ban Sao PQ 0.08 0.05 1.0324 -36.02

104 Bình Độ PQ 0.21 0.17 1.0312 -36.02

105 Na Po PQ 0.08 0.06 1.0305 -36.03

106 Na Ca PQ 0.05 0.03 1.0296 -36.04

107 Thon 4 PQ 0.04 0.02 1.0286 -36.05

UBX Trung 108 PQ 1.0284 -36.05 0.08 0.06 Thanh

109 Thon 1 PQ 1.0279 -36.06 0.03 0.01

110 Tan Minh PQ 1.0276 -36.06 0.04 0.02

XCBNLS 111 PQ 1.0276 -36.06 0.07 0.04 Ban Khen

112 Na Pung PQ 0.03 0.02 1.0275 -36.06

113 Ban Slang PQ 0.05 0.02 1.0276 -36.06

114 PQ 0.03 0.02 Tham Clong 1.0273 -36.06

115 Na Leng PQ 0.06 0.04 1.0273 -36.06

UBX Dao 116 PQ 1.0273 -36.01 0.03 0.02 Vien

117 Ban Che PQ 0.03 0.01 1.0272 -36.01

118 Ban Keo PQ 0.03 0.01 1.0272 -36.01

119 Na Oi PQ 0.03 0.01 1.0273 -36.01

120 Van Son 1 PQ 0.53 0.42 1.0236 -35.99

121 Van Son 2 PQ 0.17 0.1 1.0236 -35.99

TKSLH 122 PQ 1.0238 -35.99 0.19 0.1 Binh Nghi

Thien 123 PQ 1.0238 -35.99 0.53 0.55 Truong

Luận văn Thạc sĩ Khoa học: Nghiên cứu cải thiện chất lượng điện áp lưới điện phân phối khi vận hành nguồn thủy điện nhỏ tại tỉnh Lạng Sơn

Phụ tải LĐPP

0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0

Nút

CSTD (MW)

CSPK (Mvar)

Điện áp LĐPP

1.2

1

0.8

0.6

0.4

0.2

0

Nút

Điện áp LĐPP

1.2

1

0.8

0.6

0.4

0.2

0

Nút

Điện áp LĐPP

1.1

1.05

1

0.95

0.9

0.85

0.8

0.75

Nút

Điện áp LĐPP

1.2

1

0.8

0.6

0.4

0.2

0

Nút

Không TĐ

OLTC,TB

Có TĐ

Có thể bạn quan tâm

Luận văn Thạc sĩ: Quản lý hoạt động phát triển nhận thức cho trẻ mẫu giáo ở các trường mầm non, huyện Hoàng Su Phì, tỉnh Hà Giang

Luận văn Thạc sĩ tóm tắt: Pháp luật về điều kiện đầu tư kinh doanh trong lĩnh vực giáo dục, đào tạo ở Việt Nam

Luận văn Thạc sĩ: Sự nghiệp nghiên cứu phê bình văn học của Hoài Thanh

Luận văn Thạc sĩ: Tiểu thuyết của Đỗ Phấn từ góc nhìn sinh thái

Luận văn Thạc sĩ: Giải pháp ứng phó với nhập cư ở Liên minh Châu Âu

Luận văn Thạc sĩ: Diễn ngôn về giới nữ trong văn xuôi nữ Việt Nam đương đại (khảo sát sáng tác của Dạ Ngân, Y Ban, Lý Lan, Nguyễn Thị Thu Huệ)

Luận văn Thạc sĩ: Xây dựng mức phát thải tham chiếu rừng khu vực huyện Bảo Lâm tỉnh Lâm Đồng

Luận văn Thạc sĩ: Đặc điểm nhân vật chính trong ba tác phẩm của Franz Kafka: Lâu đài, Vụ án, Hóa thân

Kháo luận tốt nghiệp: Vận dụng lí thuyết học tập trải nghiệm vào dạy học Thống kê - Xác suất ở lớp Hai

Luận văn Thạc sĩ: Xây dựng hệ thống điều khiển và thu nhận dữ liệu cho Robot dịch vụ

Luận văn Thạc sĩ: Thế giới nhân vật trong truyện ngắn Lê Minh Khuê sau năm 1975

Luận văn Thạc sĩ: Tác động của cấu trúc vốn đến hiệu quả hoạt động của các ngân hàng thương mại cổ phần niêm yết trên thị trường chứng khoán Việt Nam

Luận văn Thạc sĩ: Kiểm soát rủi ro tín dụng bán lẻ tại Ngân hàng Thương mại Cổ phần Đầu tư và Phát triển Việt Nam chi nhánh Thủ Thiêm

Luận văn Thạc sĩ: Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả kinh doanh của ngân hàng thương mại cổ phần niêm yết trên thị trường chứng khoán Việt Nam

Luận văn Thạc sĩ: Các nhân tố ảnh hưởng đến hành vi sử dụng dịch vụ ngân hàng điện tử tại Ngân hàng Thương mại Cổ phần Ngoại thương Việt Nam – Chi nhánh Thủ Đức

Luận văn Thạc sĩ: Các yếu tố tác đồng đến nợ xấu tại Ngân hàng Nông nghiệp và Phát triển Nông thôn - Chi nhánh Tiền Giang

Luận văn Thạc sĩ: Yếu tố ảnh hưởng đến quyết định sử dụng dịch vụ thanh toán không dùng tiền mặt tại Ngân hàng TMCP Công thương Việt Nam (Vietinbank)

Luận văn Thạc sĩ tóm tắt: Pháp luật về du lịch biển, thực tiễn tại tỉnh Bình Định

Luận văn Thạc sĩ: Ảnh hưởng của các yếu tố thương hiệu với vai trò trung gian của Marketing truyền miệng đến quyết định chọn việc làm của nhân viên GenZ tại chuỗi nhà hàng gà rán Popeyes khu vực Thành Phố Hồ Chí Minh

Luận văn Thạc sĩ: Ảnh hưởng của Marketing mix đến ý định học cao học của sinh viên khối ngành kinh tế thuộc Trường Đại học Công nghệ Thành phố Hồ Chí Minh

Tài liêu mới

Luận án Tiến sĩ: Nghiên cứu xây dựng thuật toán thích nghi và học tăng cường cấu trúc Actor - Critic điều khiển bám quỹ đạo cho robot di động đa hướng mecanum

Luận án Tiến sĩ: Cơ cấu bệnh tim mạch và chất lượng cuộc sống của người cao tuổi mắc suy tim, rung nhĩ điều trị tại Bệnh viện Thống Nhất, thành phố Hồ Chí Minh

Tóm tắt Luận án Tiến sĩ: Nghiên cứu hiện tượng nứt dăm đê sông vùng đồng bằng sông Hồng và dự báo khả năng bị nứt của một số đoạn đê

Tóm tắt Luận án Tiến sĩ: Nghiên cứu xây dựng giải pháp đảm bảo an toàn thông tin cho quá trình học liên kết dựa trên mật mã

Tóm tắt Luận án Tiến sĩ: Phát triển năng lực đánh giá công nghệ cho học sinh trong dạy học môn Công nghệ 11 ở trường trung học phổ thông

Tóm tắt Luận án Tiến sĩ: Nghiên cứu phân loại chi cầu diệp – Bulbophyllum Thouars (Orchidaceae) ở vùng Tây Nguyên bằng phương pháp hình thái và phân tử

Tóm tắt Luận án Tiến sĩ: Nghiên cứu đặc điểm phân bố và dinh dưỡng của các loài lưỡng cư ở Vườn Quốc gia Bến En và Khu bảo tồn thiên nhiên Pù Luông, tỉnh Thanh Hóa

Luận án Tiến sĩ: Tổng hợp luật dẫn và điều khiển cho một lớp tên lửa đối hải trên cơ sở ứng dụng mạng nơ ron và hệ mờ

Luận án Tiến sĩ: Nghiên cứu tổng hợp hệ điều khiển góc Pitch tua bin gió trong điều kiện có nhiễu tác động

Luận án Tiến sĩ: Nghiên cứu hóa học lipid của hai loài san hô thủy tức Millepora dichotoma và Millepora platyphylla ở Việt Nam

Luận án Tiến sĩ: Nghiên cứu kiểm soát phân phối công suất kéo trên cầu chủ động của ô tô con bằng ABS

Luận án Tiến sĩ: Ứng dụng phản ứng Domino vào tổng hợp các dẫn xuất Podophyllotoxin, Pyrimidine và đánh giá hoạt tính sinh học của các chất tổng hợp được