Nghiên cứu các phương pháp tính toán tổn thất điện năng đánh giá chất lượng điện năng tỉnh thái nguyên

..

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI
--------------------------------------

Nguyễn Minh Hải

NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TỐN TỔN THẤT ĐIỆN
NĂNG, ĐÁNH GIÁ CHẤT LƯỢNG ĐIỆN NĂNG TỈNH THÁI NGUYÊN, ĐỀ
XUẤT CÁC PHƯƠNG ÁN CẢI TẠO VÀ NÂNG CẤP LƯỚI ĐIỆN TRUNG
ÁP TỈNH THÁI NGUYÊN
Chuyên ngành: Kỹ thuật điện hướng Hệ thống điện
LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT ĐIỆN
NGƯỜI HƯỚNG DẪN: PGS.TS. Trần Bách

Hà Nội – 2014


LỜI CAM ĐOAN
Tơi xin cam đoan đây là cơng trình nghiên cứu của bản thân. Các nghiên cứu và
kết quả được trình bày trong luận án là trung thực và chưa từng được công bố trong
bất kỳ một bản luận văn nào trước đây.

Tác giả luận văn

Nguyễn Minh Hải


DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT

CX

Chính Xác

ĐL

Điện lực

ĐTPT

Đồ thị phụ tải

EVN

Electricity of Vietnam (Tập đoàn Điện lực Thái Nguyên)

HTĐ

Hệ thống điện

KN

Kinh nghiệm

LF

Load Factor (Hệ số phụ tải)

LsF

Loss Factor (Hệ số tổn thất)

LĐPP

Lưới điện phân phối

LĐTT

Lưới điện truyền tải

MBA

Máy biến áp

TBA

Trạm biến áp

TTCS

Tổn thất công suất

TTĐN

Tổn thất điện năng


NỘI DUNG LUẬN VĂN

MỤC LỤC
PHẦN MỞ ĐẦU ....................................................................................................6
CHƯƠNG I: GIỚI THIỆU VỀ LƯỚI ĐIỆN TỈNH THÁI NGUYÊN, THỰC
TRẠNG SỬ DỤNG ĐIỆN NĂNG CỦA TỈNH THÁI NGUYÊN ........................9
1.1. Giới thiệu về lưới điện tỉnh Thái Nguyên. .......................................................9
1.1.1 Nguồn điện : ........................................................................................ 9
1.1.2 Lưới điện ........................................................................................... 10
1.2. Đánh giá thực trạng sử dụng điện năng tỉnh Thái Nguyên
11
CHƯƠNG II: NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TỐN TỞN
THẤT ĐIỆN NĂNG. LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP TÍNH TỐN TỔN
THẤT ĐIỆN NĂNG CHO LĐPP TỈNH THÁI NGUYÊN. ............................... 14
2.1 Cơ sở tính tốn TTĐN trên lưới điện. .............................................................. 14
2.2 Một số phương pháp gần đúng tính tốn TTĐN cho lưới điện.......................... 16
2.2.1 Phương pháp Phương sai dòng điện σ2. ................................................ 16
2.3.2. Phương pháp hệ số tổn hao điện năng: ................................................ 23
2.3.3. Xác định tổn thất điện năng theo cường độ dòng điện thực tế ............... 26
2.3.4. Xác định tổn thất điện năng theo đồ thị phụ tải ..................................... 27
2.3.5. Xác định tổn thất điện năng theo thời gian tổn thất công suất cực đại ... 29
2.3.6. Xác định tổn thất điện năng theo dịng điện trung bình bình phương .... 32
2.4. Nhận xét về các phương pháp tính tổn thất điện năng .....................................34
2.5 Lựa chọn phương pháp tính tốn tổn thất điện năng cho lưới điện phân phối
tỉnh Thái Ngun. ..................................................................................................35
CHƯƠNG III: ỨNG DỤNG TÍNH TỐN TỞN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI
ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH THÁI NGUYÊN. ..................................................... 40
3.1. ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
TỈNH THÁI NGUYÊN ........................................................................................... 40
3.2. ỨNG DỤNG TÍNH TOÁN CHO LỘ ĐƯỜNG DÂY 971-TG PHÚ BÌNH ........ 42
3.2.1. Xây dựng đồ thị phụ tải mùa đông ....................................................... 42
3.2.3. Xây dựng đồ thị phụ tải năm ................................................................ 47

3.2.4. Tính tốn hệ số cos  của lộ: ................................................................ 49
3.2.5. Tổn thất trong máy biến áp tiêu thụ lộ 971-TG Phú Bình ..................... 50
CHƯƠNG IV: ĐÁNH GIÁ CHẤT LƯỢNG ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN
PHỐI TỈNH THÁI NGUYÊN. ............................................................................ 63
4.1 Lý thuyết chung về chất lượng điện năng và điều chỉnh chất lượng điện năng: 63
4.2. Đánh giá chất lượng điện năng lưới điện có cấp điện áp đinh mức 10 kV ....... 65
4.3. Đánh giá chất lượng điện năng lưới điện có điện áp định mức 22 kV ............. 67
4.3.1. Thông số các máy biến áp của lộ đường dây 471 – E6.6: ..................... 68

1


4.3.2. Cơng suất tính tốn của các trạm lộ đường dây 471 – E6.6: ................. 69
4.4. Đánh giá chất lượng điện năng lưới điện có điện áp định mức 35 kV ............. 76
4.4.1. Thông số các máy biến áp của lộ 373 E6.7: .......................................... 76
4.4.2. Cơng suất tính tốn của các trạm trong lộ 373-E6.7: ............................ 77
4.4.3. Tổn thất trên đường dây của lộ 373-E6.7.............................................. 79
CHƯƠNG V: ĐỀ XUẤT CÁC BIỆN PHÁP CẢI TẠO VÀ NÂNG CẤP ........ 82
5.1. Các nguyên nhân gây tổn thất công suất và tổn thất điện năng trên lưới điện. 82
5.1.1.Tổn thất kỹ thuật: .................................................................................. 82
5.1.2.Tổn thất phi kỹ thuật: ............................................................................ 83
5.2. Đề xuất các biện pháp cải tạo và nâng cấp lưới điện phân phối tỉnh Thái
Nguyên: ................................................................................................................. 84
5.2.1. Nâng cao điện áp định mức: ................................................................. 84
5.2.3. Biện pháp cải tạo dây dẫn : .................................................................. 87
5.2.3. Thay thế các MBA quá tải :.................................................................. 90
5.3. Đề xuất một số biện pháp lâu dài giảm tổn thất cho lưới điện phân phối tỉnh
Thái Nguyên. ........................................................................................................ 94
5.3.1. San phẳng đồ thị phụ tải ....................................................................... 94
5.3.2. Cân bằng tải giữa các pha..................................................................... 95

5.3.3. Bù công suất phản kháng tại các phụ tải điện, trạm biến áp và trên
đường dây nhằm nâng cao hệ số cos  . ......................................................... 95
5.4. Nhận xét ......................................................................................................... 97
KẾT LUẬN .......................................................................................................... 99

DANH MỤC CÁC BẢNG
Bảng 3.1: Cơng suất đo ngày điển hình mùa đơng lộ 971 TG Phú Bình
Bảng 3.2: Cơng suất đo ngày điển hình mùa hè lộ 971 –TG Phú Bình
Bảng 3.3: Số liệu công suất tiêu thụ trong năm lộ 971 –TG Phú Bình
Bảng 3.4: Điện năng đo được trong các ngày điển hình lộ 971 –TG Phú Bình
Bảng 3.5: Thơng số máy biến áp lộ 971- TG Phú Bình
Bảng 3.6: Cơng suất tính tốn của các trạm lộ 971- TG Phú Bình

2


Bảng 3.7: Tổn thất công suất của các trạm biến áp lộ 971-TG Phú Bình
Bảng 3.8: Thơng số đường dây của lộ 971-TG Phú Bình
Bảng 3.9 : Cơng suất tính toán lớn nhất trên các đường dây tương ứng lộ 971 –TG
Phú Bình
Bảng 3.10: Tổn thất cơng suất trên lộ 971-TG Phú Bình
Bảng 3.11: Tổn thất điện năng trên các đoạn dây lộ 971 –TG Phú Bình
Bảng 4.1: Tổn thất điện áp trên các đoạn lộ 971-TG Phú Bình
Bảng 4.2: Thông số máy biến áp lộ 471-E6.6
Bảng 4.3: Công suất tính tốn của các trạm lộ 471-E6.6
Bảng 4.4: Thơng số đường dây của lộ 471-E6.6
Bảng 4.5: Công suất trên các đường dây tương ứng lộ 471-E6.6
Bảng 4.6: Tổn thất điện áp trên các đoạn lộ 471-E6.6

Bảng 4.7: Thông số máy biến áp lộ 373 E6.7

Bảng 4.8: Cơng suất tính tốn của các trạm lộ 471-E6.6
Bảng 4.9: Thông số đường dây của lộ 373-E6.7
Bảng 4.10: Cơng suất tính tốn và tổn thất điện áp tương ứng trên các đoạn đường
dây lộ 373-E6.7
Bảng 5.1: So sánh phương án nâng cấp điện áp lộ 971 –TG Phú Bình
Bảng 5.2: Đánh giá tiết diện dây dẫn làm việc trên các đoạn đường dây lộ 971 –TG
Phú Bình

3


Bảng 5.3: Các đoạn đường dây cải tạo lộ 971 –TG Phú Bình
Bảng 5.4: Hệ số mang tải của các máy biến áp lộ 971 –TG Phú Bình
Bảng 5.5: Cơng suất tính tốn của các trạm lộ 471-E6.6
Bảng 5.6: Cơng suất tính tốn của các trạm lộ 373-E6.7
Bảng 5.7 : Tính tốn đường dây 971-TG Phú Bình sau khi lắp đặt bộ tụ bù 300
kVAR ở vị trí cột 100.

4


DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỜ THỊ
Hình 1.1:

Biểu đồ phụ tải năm của tỉnh Thái Nguyên năm 2013

Hình 1.2:

ĐTPT ngày điển hình của tỉnh Thái Nguyên

Hình 2.1:

Sơ đồ xác định tổn thất điện năng trên lưới điện bằng thiết bị đo

Hình: 2.2:

Sơ đồ lưới điện phân phối đơn giản

Hình 2.3:

Sơ đồ ví dụ luới phân phối 10 kV

Hình 2.4:

Đồ thị phụ tải trạm 1 và trạm 4 trong ví dụ

Hình 2.5:

Đồ thị phụ tải trạm 2 và trạm 3trong ví dụ

Hình 2.6:

Đồ thị xác định dịng điện trung bình bình phương I2tb.

Hình 3.1:

Đồ thị phụ tải ngày mùa đơng lộ 971-TG Phú Bình

Hình 3.2:

Đồ thị phụ tải ngày mùa hè lộ 971-TG Phú Bình

Hình 3.3:

Đồ thị phụ tải năm lộ 971-TG Phú Bình

Sơ đờ lưới điện 110 kV tỉnh Thái Nguyên
Sơ đồ liên thông 35 kV của tỉnh Thái Nguyên
Sơ đồ liên thông 22 kV của tỉnh Thái Nguyên
Sơ đồ liên thông 10 kV của tỉnh Thái Nguyên
Sơ đồ đường dây 971-TG Phú Bình
Sơ đồ đường dây 471 –E6.6
Sơ đồ đường dây 373 – E6.7

5


PHẦN MỞ ĐẦU
Lý do chọn đề tài
Cùng với sự phát triển của kinh tế và xã hội trên địa bàn tỉnh Thái Nguyên
kéo theo nhu cầu về sử dụng điện năng trên địa bàn tỉnh cũng tăng vọt. Trong khi
khả năng tải của lưới điện trung áp trên địa bàn tỉnh còn nhiều hạn chế gây nên tổn
thất điện năng lớn và chất lượng điện năng giảm sút so với yêu cầu của phụ tải.
Trong khi hàng năm có rất nhiều các phương pháp tính tốn và cải tạo nhưng vẫn
chưa đem lại hiệu quả cao và còn bộc lộ nhiều nhược điểm. Vì vậy vấn đề cấp thiết
đối với lưới điện Thái Nguyên hiện nay là phải nghiên cứu và tìm ra phương pháp
tính tốn có độ chính xác cao từ đó đánh giá chất lượng điện năng lưới điện phân
phối và đề ra những biện pháp cải tạo và nâng cấp phù hợp cho lưới điện tỉnh Thái
Nguyên.
Vì vậy luận văn em lựa chọn đề tài “ Nghiên cứu các phương pháp tính

toán tổn thất điện năng, đánh giá chất lượng điện năng tỉnh Thái Nguyên. Đề
xuất các phương án cải tạo và nâng cấp lưới điện trung áp tỉnh Thái Nguyên”.
Nhằm mục đích giải quyết những vấn đề trên.
Mục đích nghiên cứu của luận văn, đối tượng, phạm vi nghiên cứu
Tìm hiểu thơng tin về dữ liệu tổn thất điện năng và chất lượng điện năng hiện
nay trong lưới điện tỉnh Thái Nguyên cũng như ảnh hưởng của chúng đến sự phát
triển kinh tế trên địa bàn tỉnh Thái Nguyên.
Tìm hiểu, đánh giá các phương pháp và quy trình tính tốn tổn thất điện năng
kỹ thuật hiện có và lựa chọn phương pháp phù hợp ứng dụng vào tính tốn lưới điện
phân phối tỉnh Thái Ngun. Phân tích các nguyên nhân và đề ra những biện pháp
cải tạo và nâng cấp một một số lộ đường dây trung áp tỉnh Thái Ngun, đồng thời
tính tốn, so sánh trước và sau cải tạo cho mỗi phương án.
Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
Đánh giá được tổn thất điện năng và tối ưu hóa lưới điện trên cơ sở điện năng
tổn thất dự kiến là một trong những yêu cầu cần thiết trong các công tác vận hành,

6


quy hoạch thiết kế và quản lý lưới điện tỉnh Thái Ngun. Các phương pháp và quy
trình tính tốn đánh giá tổn thất điện năng kỹ thuật trong lưới điện Thái Nguyên
hiện nay chủ yếu dựa trên cơ sở lý thuyết tính tốn và số liệu thống kê theo kinh
nghiệm của nước ngồi, do đó cịn rất nhiều hạn chế cũng như chưa thể có căn cứ
để quyết định độ chính xác đối với điều kiện lưới điện Thái Nguyên. Vì vậy việc
xây dựng phương pháp tính tổn thất điện phù hợp với điều kiện thực tế có ý nghĩa
rất quan trọng và cần thiết.
Luận văn thực hiện các tính tốn so sánh nhằm kiểm nghiệm một số bước tính
tốn cũng như kết quả tính tốn theo các quy trình chuẩn khi tính tổn thất điện năng.
Kết quả được sử dụng để so sánh là xử lý từ số liệu điện năng tiêu thụ thực của lưới
điện tỉnh Thái Nguyên gần đây. Qua đó nhằm đưa ra một đánh giá về các quy trình

và phương pháp đang được sử dụng rộng rãi cũng như đề xuất phương pháp tính
tốn phù hợp để tính tổn thất điện năng hiện nay.
Phương pháp nghiên cứu:
Tìm hiểu và nghiên cứu các phương pháp tính toán tổn thất điện năng hiện có.
Qua đó đánh giá so sánh và lựa chọn phương pháp tính tổn thất điện năng theo thời
gian tổn thất công suất cực đại. Và áp dụng tính tốn cho một số lộ đường dây có
tổn thất cao của tỉnh Thái Nguyên. Sau đó so sánh với kết quả đo đếm thực tế và
đưa ra những biện pháp nâng cấp và cải tạo phù hợp.
Nội dung chính của luận văn :
Hiện nay LĐPP tỉnh Thái Nguyên có nhiều đường dây có tổn thất điện năng
cao và chất lượng điện năng ngày một giảm sút so với yêu cầu ngày càng cao của
phụ tải trên địa bàn tỉnh, chủ yếu tồn tại ở những đường dây và MBA vận hành lâu
năm và có cấp điện áp trung áp thấp như 6 kV và 10 kV.
Vì vậy nội dung chính của đề tài là tìm ra những phương pháp tính tốn tổn
thất phù hợp với LĐPP tỉnh Thái Nguyên. Qua đó đánh giá chung về tổn thất điện
năng và chất lượng điện năng trên địa bàn tỉnh. Đồng thời đề xuất một số phương án
cải tạo và nâng cấp những lộ đường dây điển hình về tổn thất cao và chất lượng

7


điện năng không đảm bảo nhằm giảm tổn thất điện năng và nâng cao chất lượng
điện năng của tỉnh Thái Nguyên.
 Luận văn được thực hiện thành các phần như sau:
MỞ ĐẦU
Chương 1 : GIỚI THIỆU VỀ LƯỚI ĐIỆN TỈNH THÁI NGUYÊN, THỰC
TRẠNG SỬ DỤNG ĐIỆN NĂNG CỦA TỈNH THÁI NGUN
Chương 2 : NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TỐN TỔN THẤT
ĐIỆN NĂNG. LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP TÍNH TỐN TỔN THẤT ĐIỆN
NĂNG CHO LĐPP TỈNH THÁI NGUN

Chương 3: TÍNH TỐN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
TỈNH THÁI NGUYÊN.
Chương 4 : ĐÁNH GIÁ CHẤT LƯỢNG ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
TỈNH THÁI NGUYÊN.
Chương 5 : ĐỀ XUẤT CÁC PHƯƠNG ÁN CẢI TẠO VÀ NÂNG CẤP LƯỚI
ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH THÁI NGUYÊN
KẾT LUẬN CHUNG

8


CHƯƠNG I
GIỚI THIỆU VỀ LƯỚI ĐIỆN TỈNH THÁI NGUYÊN, THỰC TRẠNG SỬ
DỤNG ĐIỆN NĂNG CỦA TỈNH THÁI NGUYÊN
1.1. GIỚI THIỆU VỀ LƯỚI ĐIỆN TỈNH THÁI NGUYÊN.
1.1.1. Nguồn điện:
1.1.1.1 Nhà máy điện:
Nhà máy nhiệt điện Cao Ngạn (mới), công suất (2x57,4 MVA).
Nhà máy thủy điện Hồ Núi Cốc, công suất lắp máy là 1,89 MW gồm 3
tuabin thủy lực, công suất mỗi máy là 630kW, mỗi năm sản xuất được hơn 8 triệu
kWh.
1.1.1.2 Các trạm nguồn từ lưới quốc gia:
Tỉnh Thái Nguyên hiện tại được cấp từ lưới điện quốc gia & điện Trung
Quốc thông qua trạm biến áp Thái Nguyên 220/110/22 kV - (2x250 MVA) &
110/35/22 kV - (2x63 MVA) tại thành phố Thái Nguyên. Trạm 220kV Thái Nguyên
nhận điện từ lưới điện quốc gia bằng các đường 171 & 172 nối trạm 220 kV Sóc
Sơn, 173 nối với Thác bà, 175 & 176 lấy điện từ nhà máy nhiệt điện Cao Ngạn.
Nhận điện của Trung Quốc thông qua đường dây 220 kV 272 (Thái Nguyên - Hà
Giang) vào máy biến áp AT2. Trạm 220 kV Thái Nguyên ngoài việc cung cấp điện
cho tỉnh Thái Nguyên còn cung cấp cho một số tỉnh lân cận như Bắc Kạn, Cao

Bằng. Từ thanh cái 110kV có 6 xuất tuyến:
+ Lộ 171: Thái Nguyên - Sóc Sơn, AC-400 & AC-85, dài 39,25 km
+ Lộ 172: Thái Nguyên - Gò Đầm, AC-400, dài 28,46 km
+ Lộ 173: Thái Nguyên - Tuyên Quang, AC-185, dài 90 km trong đó điện
lực Thái Nguyên quản lý 56 km
+ Lộ 174: Thái Nguyên - Cao Bằng, AC-185, dài 82,2 km
+ Đường dây 110kV Sóc Sơn - Gò Đầm, dài 22 km, dây dẫn AC-185.
+ Lộ 177 E6.2 – Quang sơn : Đường trục AC 185 dài 17,1 km
+ Lộ 178 E6.2 – Quang sơn : Đường trục AC 185 dài 17,1 km

9


1.1.2. Lưới điện
Lưới điện trên địa bàn tỉnh Thái Nguyên bao gồm các cấp điện áp 220, 110,
35, 22, 10, 6 kV.
1.1.2.1 Đường dây:
 Đường dây 171 E6.2-174 E1.19 : Đường trục AC-400 dài 39,258 km
 Đường dây 172 E6.2 – 175 E1.19 : Đường trục AC-400 – 43,179 km
 Đường dây 172 E6.19 – DCL 172-7 E6.3 : Đường trục AC 185- 24,7 km
 Đường dây 173 E6.2 cột 148 : Đường trục AC 185 dài 48,12 km
 Đường dây 174 E6.2 cột 104 : Đường trục AC 185 dài 20,91 km
 Đường dây 177 E6.2 – Quang sơn : Đường trục AC 185 dài 17,1 km
 Đường dây 178 E6.2 – Quang sơn : Đường trục AC 185 dài 17,1 km
 Lưới 35kV bao gồm các lộ 35 kV sau các trạm 110 kV, hiện tại lưới 35 kV đã
phủ khắp các huyện của tỉnh.
 Lưới 22 kV hiện có chủ yếu tập trung ở Thành phố Thái Nguyên & thị xã
Sông Công. Tại khu vực Thành phố Thái Nguyên có 4 xuất tuyến 22 kV sau
trạm 110 kV Đán, 2 xuất tuyến 22 kV sau trạm 220 kV Thái Nguyên & 3xuất
tuyến sau trạm Lưu Xá. Tại khu vực thị xã Sông Công có 4 xuất tuyến 22 kV

đi Phú Lương.
 Lưới 10 kV hiện có ở hầu hết các huyện, sau các BA trung gian 35/10 kV Phố
Cị (hụn Phổ n), các trung gian Phú Bình (huyện Pú Bình), TG Phú
Lương (huyện Phú Lương), TG Quán Vng (hụn Định Hố), TG Đại Từ
(hụn Đại Từ), TG Võ Nhai (huyện Võ Nhai).
 Lưới 6 kV còn có ở một số huyện: huyện Phú Lương (còn 1 lộ 667), thị xã
Sông Công (một số xuất tuyến 6 kV sau trạm 110 kV Gò Đầm), huyện Phổ
Yên (Sau TG Vòng Bi).
1.1.2.2 Các trạm biến áp
- Trạm 220 kV Thái Nguyên : có 4 lộ 110 kV, công suất Sđm = 626 MVA. Gồm 2
máy AT1, AT2 có Sđm = 2x250 MVA điện áp định mức 220/110/22 kV. Và 2 Máy
T3,T4 có Sđm = 2x63 MVA điện áp định mức 110/35/6 kV.

10


- Trạm 110 kV Lưu Xá (E6.5) : 3 lộ 35 kV, 3 lộ 22 kV, có 1 máy T1 Sđm = 40
MVA điện áp định mức 110/35/22 kV.
- Trạm 110 kV Đán (E6.4 :) Có 4 lộ 22kV, Sđm = 2x25 MVA, Uđm= 110/22 kV.
- Trạm 110 kV Gò Đầm (E6.3) gồm 3 lộ 35 kV, 4 lộ 22 kV, 8 lộ 6 kV có
Sđm = 136,5 MVA, có 2 MBA T1,T2 có Sđm = 2x63 MVA Uđm= 110/35/22 kV và
một MBA T3 có Sđm = 10,5 MVA Uđm= 35/6 kV.
- Trạm 110 kV Gia Sàng (E6.1) : Sđm = 70 MVA Uđm= 110/35/6 kV. Gồm MBA
T1 có Sđm = 50 MVA, MBA T2 Sđm = 20 MVA.
- Trạm Phú Lương (E6.6): 2 lộ 35 kV có một MBA T1 Sđm = 25 MVA, có điện áp
Uđm= 110/35/22 kV.
- Trạm Sông Công (E6.7) : Gồm 2 lộ 35 kV, có 1 MBA T1 với Sđm = 40 MVA, có
điện áp Uđm= 110/35/22 kV.
- Trạm Gang thép (E6.9) : Gồm 2 lộ 35 kV, 2 lộ 6 kV có 2 MBA T1, T2 với công
suất mỗi máy Sđm = 63 MVA, có điện áp Uđm= 110/35/6 kV.

- Trạm Quang Sơn (E6.8) : Gồm 2 lộ 35 kV, 2 lộ 6 kV có 2 MBA T1,T2 với
Sđm = 2x25 MVA, có điện áp Uđm= 110/35/6 kV.
- Trạm Yên Bình (E6.13) : Gồm 2 lộ 35 kV, 2 lộ 22 kV có 2 MBA T1,T2 với
Sđm = 2x63 MVA, có điện áp Uđm= 110/35/22 kV.
- Trạm XM Quán Triều (E6.11) : Gồm có 1 Lộ 6 kV có 2 MBA T1,T2 với
Sđm = 2x20 MVA, có điện áp Uđm= 110/6 kV, trong đó T2 chưa sử dụng.
- Trạm Núi Pháo (E6.12) : Gồm 2 MBA T1,T2 có Sđm = 2x40 MVA, có điện áp
Uđm= 110/35/10 kV.
1.2. ĐÁNH GIÁ THỰC TRẠNG SỬ DỤNG ĐIỆN NĂNG TỈNH THÁI
NGUYÊN
- Trong 3 năm qua từ 2011 đến 2013 điện năng thương phẩm của tỉnh có
mức tăng trưởng bình quân 16,53%/năm, trong khi tốc độ tăng trưởng điện thương
phẩm dự báo 2010 - 2015 trong đề án quy hoạch là 12,0%/năm. Năm 2013 điện
thương phẩm đạt 1.599,95 tr KWh, tăng 6,86% so với năm 2012, tỷ lệ tổn thất
5,91%, giảm 0,4% so với kế hoạch giao; giá bán bình quân 1.374,01 đ/KWh, tăng
119,68đ/kWh so với năm 2012, tổng doanh thu 2.202,77 tỷ đồng, tăng 16,98% so

11


với năm 2012. Pmax đạt 283 MW. Tốc độ tăng điện thương phẩm bình quân từ 2011
- 2013 là 16,53%/năm trong khi tốc độ tăng trưởng bình quân GDP giai đoạn 2011 2013là 5,42%/năm. Được đánh giá là phù hợp trong đề án quy hoạch, dự báo điện
năng thương phẩm năm 2014 là 1710,3 triệu kWh. Như vậy, về điện năng thương
phẩm thực tế cao hơn so với số dự báo trong đề án quy hoạch.

Biểu đồ phụ tải tỉnh Thái Nguyên năm 2013

Hình 1.1: Biểu đồ phụ tải năm của tỉnh Thái Nguyên năm 2013
Biểu đồ phụ tải cực đại các tháng của năm 2013 cho thấy phụ tải cực đại của
năm rơi vào tháng 12, tháng 10,11 cũng là những tháng có phụ tải cực đại tương đối

cao vì trong biểu đồ phụ tải tỉnh Thái Nguyên, biểu đồ phụ tải của thành phần Cơng
nghiệp đóng vai trị chủ yếu & những tháng cuối năm sản lượng sản xuất thường
cao hơn những tháng khác.
Biểu đồ phụ tải ngày điển hình của Thái Nguyên cho thấy phụ tải cực đại
ngày rơi vào 18-19 h (cao điểm tối) là thời điểm nhu cầu sử dụng điện cho chiếu
sáng sinh hoạt & các thiết bị gia dụng rất lớn tròn các hộ dân cư. Phụ tải cực tiểu rơi
vào ban đêm (0-1 giờ đêm). Chênh lệch giữa cao / thấp điểm (Pmax/Pmin) trong biểu
đồ ngày điển hình của tồn tỉnh là 2,0 lần, điều này cho thấy điện năng tiêu thụ của

12


thành phần phụ tải công nghiệp chiếm tỷ trọng lớn hơn nhiều so với các thành phần
phụ tải khác nên biểu đồ phụ tải ngày đêm của tỉnh Thái Nguyên ít nhọn hơn so với
các tỉnh khác.

24

Hình 1.2: ĐTPT ngày điển hình của tỉnh Thái Nguyên

13


CHƯƠNG II
NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TỐN TỞN THẤT ĐIỆN
NĂNG. LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP TÍNH TỐN TỞN THẤT ĐIỆN
NĂNG CHO LĐPP TỈNH THÁI NGUN.
2.1. Cơ sở tính tốn TTĐN trên lưới điện.
Từ định nghĩa về TTĐN ta thấy rằng khi truyền tải điện năng từ thanh cái nhà
máy điện đến phụ tải. Khi có dòng điện chạy qua, do có điện trở và điện kháng trên

đường dây nên nó đã gây ra tổn thất công suất dẫn đến tổn thất về điện năng.
Trị số tổn thất điện năng trong bất kỳ một phần tử nào của mạng điện phụ
thuộc chủ yếu vào tính chất của phụ tải và sự thay đổi của phụ tải trong thời gian
khảo sát.
Nếu phụ tải của đường dây không thay đổi và xác định được tổn thất công suất
tác dụng trên đường dây là ∆P thì khi đó tổn thất điện năng trong thời gian t sẽ là:
S2
P 2  Q2
A   P  t  dt  3R  I dt  R  t2 dt  R  t 2 t dt
Ut
Ut
0
0
0
0
T

T

T

T

2
t

(2.1)

Tuy nhiên, trong tính tốn thường khơng biết đồ thị p(t), q(t). Để tính tổn thất
năng lượng ta phải dùng phương pháp gần đúng dựa theo một số khái niệm quy ước

như thời gian tổn thất công suất cực đại (τ max) và hệ số tổn hao điện năng (LsF).
Ngoài ra còn có thể sử dụng một số phương pháp khác như sử dụng cơng tơ, tính
theo đồ thị phụ tải, theo đặc tính xác suất của phụ tải,…
Tính chính xác TTĐN theo số liệu đo đếm.
Việc đánh giá TTĐN bằng các thiết bị đo đếm cho kết quả chính xác trên cơ sở
định nghĩa của EVN, xác định theo công thức (1.1), kết quả xác định được sẽ bao
gồm cả TTĐN kỹ thuật và TTĐN phi kỹ thuật. Tổng TTĐN được xác định bằng
cách đo như sau:

14


A1Giao

A1Nhận

Lưới điện
(ΔA)

...

...

AnGiao

AmNhận

Hình 2.1. Sơ đờ xác định tổn thất điện năng trên lưới điện bằng thiết bị đo
Phương pháp đo: Sử dụng các thiết bị đo đếm điện năng được đồng bộ trong
cùng thời gian khảo sát tại tất cả các mạch vào và ra (tại ranh giới giao và nhận điện

năng) khỏi khu vực lưới điện cần xác định TTĐN. Khi đó:
m

n

i 1

k 1

(k)
A  A N  AG   A(i)
nhan   A giao

(2.2)

Với:
- ΔA là tổn thất điện năng trên lưới điện đang xét (kWh), xác định trong khoảng
thời gian T;
- AN là tổng điện năng nhận (kWh) từ các thiết bị đo tại nguồn của lưới điện
trong khoảng thời gian T;
- AG là tổng điện năng tiêu thụ (kWh) ) từ các thiết bị đo tại nơi giao (tiêu thụ)
điện năng trong khoảng thời gian T.
Cụ thể, theo báo cáo kết quả dinh doanh năm 2013 của Công ty Điện lực Thái
Nguyên, tổng điện năng nhận trên lưới năm 2013 trên địa bàn tỉnh là là 1700,3 triệu
kWh, điện năng tiêu thụ trong năm là 1599,95 triệu kWh. Khi đó tổng TTĐN trong
năm của tỉnh Thái Ngun tính được theo cơng thức (2.2) sẽ là :
ΔAΣ = AN - AG = 1700,3.106 – 1599,95.106 = 100,35.106 (kWh)

15

Nếu có đầy đủ số liệu ta hoàn toàn có thể xác định TTĐN một cách chính xác.
Từ đó ta có một số nhận xét về cách xác định tổng TTĐN trong lưới điện bằng các
thông số đo lường như sau:
Kết quả xác định TTĐN phụ thuộc vào độ chính xác của số liệu đo và thống
kê, yêu cầu các số liệu từ thiết bị đo lường phải được đồng bộ tuyệt đối về thời gian
ghi lại dữ liệu. Đối với HTĐ Việt Nam, ta thường gặp khó khăn trong khâu thu thập
số liệu, nhất là đối với LPP trung áp.
2.2 Một số phương pháp gần đúng tính tốn TTĐN cho lưới điện
2.2.1 Phương pháp Phương sai dòng điện σ2.
Như ta đã biết biểu thức giải tích tính TTĐN thực tế là:
t

∆A=3R  i 2 dt.10 3 (kWh)

(2-3)

0
t

3
Do khi tính toán  i 2 dt.10
gặp
nhiều khó khăn cho nên một số nước trên thế giới
0

đã biến đổi từ công thức (2.3) sang những công thức đơn giản hơn, và chủ yếu là sử
dụng công thức kinh nghiệm do thống kê tính tốn.
Ta thấy trong cơng thức (2.3) nếu ta coi trên lưới điện truyền tải liên tục một
dòng Itbbp và gây ra tổn thất năng lượng bằng tổn thất thực tế do truyển tải một dịng

điện i gây ra thì ta có thể dựa vào dịng điện trung bình bình phương để tính tổn thất
điện năng. Khi đó có thể viết lại công thức (2.3) thành
∆A=3RđtI2tbbp.t.10-3 (kWh)
*

(2-4)

Xác định I2tbbp

Để xác định được TTĐN, ta phải xác định được giá trị I2tbbp, ta có:
Ap2 + Aq2 = ( 3U tb .itb .t )2  itb2 =
Vậy itb =

1
( Ap2 + Aq2)
2
3.t .U tb
2

1
A 2p  A q2 
3.t .U tb

(2-5)

Ap, Aq - Năng lượng tác dụng và phản kháng, xác định dựa vào các chi số của
công tơ đo đếm năng lượng tiêu thụ.

16

Theo lí thuyết xác suất thống kê, phương sai của dòng điện
t

t

D(i) =

t

1 2
1 2
1
i dt -  2i.itb dt +  itb dt

t0
t0
t0

(2-6)

Vì itb là một giá trị trung bình khơng đổi vậy ta có thể viết:
t

D(i) =

t

t

Ta có

1
itb =  idt
t0

t

itb2
1 2
2itb
+
i
dt
idt
dt
t 0
t 0
t 0
t

và

 dt

=t

0

t

itbbp2 =

1 2
i dt (theo định nghĩa về itbbp)
t 0

Thay vào ta có:
D(i) = i2tbbp – 2i2tb + i2tb = i2tbbp – i2tb
i2tbbp = i2tb + D(i) = i2tb + σ2

(2.7)

imin = itb - 3σ ≤ i ≤ itb + 3σ = imax

(2.8)

Vậy từ biểu thức ta có thể tính σ theo imax hoặc imin nhưng trong quá trình tìm
hiểu và khảo sát thơng kê với một số lưới đơn giản thì tác giả thấy rằng để tăng sự
chính xác khi tính σ nên kết hợp cả dịng imax và imin . Cơng thức tính σ gần đúng
như sau:
imax - imin = 6σ



I I
  max min
6

 D(i) = σ =

2

I max  I min 2
36

(2.9)

Sau khi tính được σ2, thay vào trong biểu thức 2.8 ta tính được I2tbbp.
Đối với sơ đồ thực tế có nhiều nhánh khi tính I2tbbp ta tính lần lượt cho từng
nhánh, giả sử ta có sơ đồ lưới điện phân phối như hình vẽ.

17


c

I3
A

ic

b

I2

a

I1
ia

ib

I4
I6

d

id

g

ig
I5

f

if

Hình: 2.2: sơ đờ lưới điện phân phối đơn giản
Từ hình vẽ ta có:

I5 = Ii ; I6 = ig;  6 =  g ;  5 =  f
I2tbbp5 = I25 +  52 ; I2tbbp6 = I26 +  62

Cuối đoạn trục 4 là nút d do 3 dòng id, I5, I6 nên dòng trên đoạn này:
I2tbbp4 = I24 +  42 ; I4 = id + I5 + I 6 ;  42 =  d2 +  52 +  62

(2 - 10)

Vậy (2 - 10) có thể viết là:

I2tbbp4 = (I5 + I6 + id )2 +  52 +  62 +  d2 ;
Tương tự: I2 = I4 + I3 + ib ;  22 =  42 +  32 +  b2
I1 = I2 + ia ;  12 =  22 +  a2
I2tbbp2 = (I4 + I3 + ib)2 +  42 +  32 +  b2
I2tbbp4 = (I2 + ia)2 +  22 +  a2
Sau khi xác định được Itbbp ta tính điện trở ta có:
n

Rđtd  b

I

2
tbbpi

Ri

i 1

2
I tbbp

; Rđtb 

U n2 n 2 Pkj 3 
I tbbpj 2 10 ( )

2
I tbbp
Sn

j 1

Tổng trở đẳng trị toàn mạng:
Rđt = Rđtd + Rđtb
Rđt 

n

1  2 n 2 Pkj 3
2

U
I
10

b
I tbbpi
Ri 

n  tbbpj
2
2

I tbbp 
Sn
j 1
i 1


18

(2.11)


Ta tính được tổn thất tồn mạng:
ΔA = (3I2tbbpRđt.10-3 +

m

 P

0j

.t )t (kWh)

(2-12)

j i

Trong đó: b - hệ số nhiệt của đường dây (b = 1,04 ÷ 1,11)
m - số trạm biến áp tiêu thụ.
n - số đoạn đường dây, bao gồm các đoạn đường trục và nhánh.
ΔPkj - tổn thất công suất ngắn mạch trong máy biến áp thứ j có Snj
Un – điện áp định mức của mạng phân phối.
Để có thể có những kết luận về mức độ chính xác của phương pháp ta tiến
hành so sánh kết quả tính tốn của phương pháp so với kết quả tính tốn bằng giải
tích được xét trong một mạng điện cụ thể như ví dụ hình 2.3 ta có :
2
AC-35
S2

0

1

AC-95
3Km

3Km
AC-70

S1
2Km

3
AC-35
S3

4Km

4
S4

Hình 2.3 Sơ đờ luới phân phối 10 kV
Đường dây phân phối có điện áp định mức U n = 10kV. Sơ đồ gồm có 4 máy
biến áp có công suất định mức:
S1 = S4 = 560kVA-10/0,4kV; S2 = S3 = 320kVA-10/0,4kV;
Thông số của các máy biến áp do Việt Nam sản xuất được cho trong bảng sau
Công suất Sn
560 kVA
320 kVA

ΔP0(kW)

ΔPk(kW)

Uk %

I0%

2,5
1,9

9,4
6,2

5,5
5,5

6,9
7

Bảng 2.4 : Thông số của MBA
Điên trở của dây dẫn được cho trong bảng sau (Dtb = 1,25m):

19


Điện trở riêng
r0 (  /km)
x0 (  /km)

AC35
0,850
0,379

AC70
0,460
0,353

AC 95
0,330
0,343

Bảng 2.5 : Thơng số của đường dây
Thời gian tính tổn thất t = 24 h. Đồ thị phụ tải thanh cái A trên hình vẽ
I (A)

I (A)

20

20

15

15

10

10

5

5

t (h)

t (h)

0

0

4

0
0

4

12

8

16

20

8

12

16

20

24

24

Hình 2.4. Đồ thị phụ tải trạm 1 và trạm 4
I (A)
70
60
50
40
30
20
10

t (h)

0
0

4

8

12

16

24

20

Hình 2.5. Đờ thị phụ tải trạm 2 và trạm 3
Các phụ tải có Cos  = 0,8;
Đoạn A1 :RA1 = 1  ; XA1 = 1,03  ; Đoạn l2: R12=2,55  ; X12= 1,14 
Đoạn 13 :R13=0,92  ;X13=0,706  ; Đoạn 34:R34=3,4  ;X34= 1,516 
Bảng giá trị dòng điện tương ứng với ĐTPT
Thời

Dòng điện IA1

Dòng điện I12

Dòng điện I13

Dòng điện I34

gian(h)

IA1

I2A1

I12

I212

I13

I213

I34

I234

0-4
4-8
8 - 12

35
50
65

1225
2500
4225

7,5
10
12,5

56,25
100
156,25

17,5
25
32,5

306,25
625
1056,25

10
15
20

100
225
400

20


12- 16
16-20
20-24

55
50
35

3025
2500
1225

15
7,5
10

225
56,25
100

27,5
25
17,5

756,25
625
306,25

12,5 156,25
17,5 306,25
7,5 56,25

Thay số ta có:
ΔAđd = 3.1,07.4 (14700 + 1769,05 + 3381 + 4228,75).10-3 = 309 kWh.
2

I 
Tổn thất trong máy biến áp: ΔAba =  P0 j .t + t  Pkj .  ij  t (kWh)
j i
i i  I nj 
j i

m

m

k

Thay số ta có:
ΔAba = 2,5.24.2+ 1,9.24.2 + 2.9,4.4.1,1897 + 2.6,2.4.2,032 = 401,48 (kWh)
Tổng tổn thất:
ΔAΣ = ΔAđd + ΔAba =309 + 401,48 = 710,48 (kWh)
- Năng lượng tiêu thụ của toàn mạng:
m

AΣ =

A

pij

+ ΔApΣ = 16641 (kWh)

j 1

ΔA% =

710,5
A
100 = 4,26%
100 =
16641

Ap

* Tính theo phương pháp dịng trung bình bình phương:
Xác định dịng điện trung bình ở đầu nguồn cung cấp A dựa vào giá trị đo

-

được:
Itb =

I

2 

I max  I min 2

i

n

=

(35  50  65  55  50  35).4
 48,33 (A)
24

36

 25

2
I tbbp
 I tb2   2  48,332  25  2360,8 (A2)

Dòng trung bình trạm 1,4:
Itb1 = Itb4 =

(10  15  20  12,5  17,5  7,5).4
 13,75 (A)
24

2

20 - 7,5
 
2

36

 4,34

21