ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ KINH TẾ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THỊ XÃ BA ĐỒN

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

HOÀNG HIẾU TRUNG

ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP
NÂNG CAO HIỆU QUẢ KINH TẾ
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THỊ XÃ BA ĐỒN
Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Người hướng dẫn khoa học: TS. TRẦN VINH TỊNH

Đà Nẵng, Năm 2018


LỜI CAM ĐOAN
Tơi xin cam đoan đây là cơng trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu, kết
quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai cơng bố trong bất kỳ
cơng trình nào khác.

Tác giả luận văn

Hoàng Hiếu Trung


MỤC LỤC
TRANG BÌA
LỜI CAM ĐOAN

MỤC LỤC
TRANG TĨM TẮT LUẬN VĂN
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT
DANH MỤC CÁC BẢNG
DANH MỤC CÁC HÌNH
MỞ ĐẦU .....................................................................................................................1
1. Lý do chọn đề tài ..............................................................................................1
2. Mục tiêu nghiên cứu của đề tài .........................................................................1
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu ....................................................................1
4. Phương pháp nghiên cứu ..................................................................................1
5. Tên đề tài. .........................................................................................................2
6. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài ..........................................................2
7. Cấu trúc của luận văn .......................................................................................2
CHƯƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ GIỚI THIỆU CÁC
CHƯƠNG TRÌNH ỨNG DỤNG ................................................................................3
1.1. TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI. ...................................................3
1.1.1. Giới thiệu chung về lưới điện phân phối. ...................................................3
1.1.2. Vai trò, đặc điểm của lưới phân phối .........................................................3
1.2. TỔN THẤT CÔNG SUẤT- PHƯƠNG PHÁP TÍNH. ........................................6
1.2.1. Tổn thất cơng suất.......................................................................................6
1.2.2. Phương pháp tính tổn thất cơng suất ..........................................................6
1.3. TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG- PHƯƠNG PHÁP TÍNH........................................10
1.3.1. Tổn thất điện năng. ...................................................................................10
1.3.2. Những yếu tố làm ảnh hưởng tăng TTĐN................................................11
1.4. CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TỐN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG..................12
1.4.1. Phương pháp tích phân đờ thị ...................................................................12
1.4.2. Phương pháp dòng điện trung bình bình phương .....................................13
1.4.3. Phương pháp thời gian tổn thất ................................................................14
1.4.4. Phương pháp đường cong tổn thất ............................................................15
1.4.5. Phương pháp tính tốn TTĐN theo quy định của EVN ...........................17

1.5. BÙ KINH TẾ TRÊN LƯỚI PHÂN PHỐI. .......................................................17
1.5.1. Ý nghĩa của việc bù kinh tế trên lưới phân phối: .....................................17
1.5.2. Tính tốn bù tối ưu trên lưới phân phối:...................................................18
1.6. GIỚI THIỆU MỘT SỐ CHƯƠNG TRÌNH QUẢN LÝ, TÍNH TỐN LĐPP
ÁP DỤNG TRONG LUẬN VĂN. ...........................................................................20
1.6.1. Hệ thống thông tin quản lý khách hàng CMIS: ........................................20
1.6.2. Hệ thống quản lý dữ liệu đo đếm – MDMS EVNCPC ............................21
1.6.3. Giới thiệu chương trình tính tốn PSS/ADEPT-5.0. ................................23


1.7. KẾT LUẬN CHƯƠNG 1..................................................................................26
CHƯƠNG 2. HIỆN TRẠNG LƯỚI PHÂN PHỐI THỊ XÃ BA ĐỒN KẾT QUẢ
TÍNH TỐN TTĐN LƯỚI PHÂN PHỐI HIỆN TRẠNG .......................................28
2.1. HIỆN TRẠNG LƯỚI PHÂN PHỐI THỊ XÃ BA ĐỒN ...................................28
2.1.1. Vị trí địa lý, đặc điểm kinh tế xã hội thị xã Ba Đồn .................................28
2.1.2. Tổng quan lưới điện phân phối thị xã Ba Đồn. ........................................30
2.1.3. Tình hình thực hiện các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật: ..................................33
2.2. KẾT QUẢ TÍNH TỐN TTĐN LƯỚI PHÂN PHỐI HIỆN TRẠNG ............36
2.2.1. Phạm vi và công cụ tính tốn: ..................................................................36
2.2.2. Các thơng số/ số liệu đầu vào của Module Load Flow. ...........................37
2.2.3. Tính tốn TTĐN xuất tuyến 471 Văn Hóa theo 2 phương pháp. .............47
2.2.4. Kết quả tính tốn TTĐN LĐPP hiện trạng/so sánh thực hiện: .................49
2.3. KẾT LUẬN CHƯƠNG 2..................................................................................50
CHƯƠNG 3. ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ KINH TẾ
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THỊ XÃ BA ĐỒN .........................................................54
3.1. TỔNG QUAN ....................................................................................................54
3.2. HOÁN CHUYỂN CÁC MBA QUÁ TẢI, NON TẢI. ......................................55
3.2.1. Tổng quan: ................................................................................................55
3.2.2. Các bước lấy dữ liệu Pmax các TBAPP thông qua CMIS và MDMS .........
...........................................................................................................................55

3.2.3. Phương án xử lý các MBA quá tải. ..........................................................56
3.2.4. Phương án xử lý các MBA non tải. ..........................................................57
3.3. TÍNH TỐN TRÀO LƯU CƠNG SUẤT, XÁC ĐỊNH ĐIỂM MỞ TỐI ƯU. .....
...........................................................................................................................58
3.3.1. Trào lưu công suất và tổn thất công suất tại chế độ Pbase cho tổng lưới.58
3.3.2. Chạy bài tốn TOPO với thiết bị đóng cắt hiện trạng. .............................59
3.3.3. Tính tổn thất cơng suất với vịng kín tổng lưới và dự kiến lắp đặt hoán
chuyển một số thiết bị đóng cắt để tìm điểm mở tối ưu. ...........................................59
3.4. XÁC ĐỊNH BÙ TỐI ƯU TRÊN LƯỚI TRUNG ÁP BẰNG MODULE CAPO. .
...........................................................................................................................62
3.4.1. Thiết lập các thông số kinh tế đầu vào bài tốn CAPO. ...........................62
3.4.2. Các thơng số kỹ thuật đầu vào:.................................................................63
3.4.3. Giải bài toán bù tối ưu bằng Module Capo: .............................................64
3.4.4. Kết quả chạy tính tốn CAPO. .................................................................65
3.4.5. Kết quả chạy điểm mở tối ưu sau khi bù: .................................................65
3.4.6. Kết quả kiểm tra điện áp sau khi bù ở chế độ tải Pmin: ...........................65
3.5. TÍNH TỐN TTĐN SAU KHI THỰC HIỆN CÁC GIẢI PHÁP. ....................66
3.5.1. Kết quả tính TTĐN sau khi thực hiện các giải pháp : ..............................67
3.5.2. So sánh với kết quả tính tốn TTĐN lưới điện hiện trạng: ......................67
3.6. CÁC GIẢI PHÁP KHÁC..................................................................................68
3.6.1. Các giải pháp về QLKT và Vận hành lưới điện: ......................................68
3.6.2. Nhóm giải pháp về công tác kinh doanh: .................................................69


3.6.3. Nhóm giải pháp về tổ chức quản lý: .........................................................70
3.6.4. Nhóm giải pháp về ĐTXD: ......................................................................71
3.7. PHÂN TÍCH HIỆU QUẢ TÀI CHÍNH GIẢI PHÁP ........................................73
3.7.1. Dịng chi phí: ............................................................................................73
3.7.2. Dịng thu. ..................................................................................................73
3.7.3. Các thông số khác. ...................................................................................73

3.7.4. Kết quả phân tích tài chính .......................................................................74
3.8. KẾT LUẬN CHƯƠNG 3: .................................................................................74
KẾT LUẬN ...............................................................................................................75
TÀI LIỆU THAM KHẢO .........................................................................................76
PHỤ LỤC
QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN THẠC SĨ (BẢN SAO)
BẢN SAO KẾT LUẬN CỦA HỘI ĐỒNG, BẢN SAO NHẬN XÉT CỦA CÁC
PHẢN BIỆN.


TRANG TÓM TẮT LUẬN VĂN
ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ KINH TẾ
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THỊ XÃ BA ĐỒN
Học viên : Hoàng Hiếu Trung
Chuyên ngành : Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201
Khóa: K34
Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN
Tóm tắt:
Lưới điện phân phối có vai trị quan trọng trong việc cung cấp điện liên tục,
góp phần ổn định chính trị, phát triển kinh tế của địa phương nói riêng và quốc gia
nói chung. Nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện phân phối, kinh doanh có lợi nhuận
là mục tiêu, nhiệm vụ trọng tâm đối với doanh nghiệp quản lý nó.
Nâng cao hiệu quả kinh tế lưới phân phối bao hàm nhiều mặt, nhiều vấn đề.
Trong phạm vi và khã năng của mình, tại Luận văn này, tác giả đề cập đến khía
cạnh nâng cao khã năng tải và giảm TTĐN trên lưới điện phân phối khu vực thị xã
Ba Đồn, tỉnh Quảng Bình, đây là các mặt then chốt, quyết định hiệu quả kinh tế lưới
điện phân phối khu vực.
Góc tiếp cận của tác giả là dựa trên cơ sở các số liệu đầu vào thực tiễn và tin
cậy, dưới góc nhìn là khã năng tiếp cận vốn đầu tư, cải tạo nâng cấp lưới điện hạn

chế, từ đó tính tốn, phân tích và đưa ra các giải pháp thực hiện.
Từ khóa – Lưới điện phân phối; tổn thất điện năng, thị xã Ba Đồn, Điện lực
Quảng Trạch, độ tin cậy cung cấp điện, hiệu quả kinh tế.
PROPOSING SOLUTIONS TO IMPROVE ECONOMIC EFFICIENCY
OF DISTRIBUTION NETWORK OF BA DON TOWN
Abstraction:
Power distribution networks play an important role in the continuous supply of
electricity, contributing to political stability and economic growth of not only
locality but also national wide. Therefore, improving the economic efficiency of
power distribution networks, profitable business is the goal and main task for
managing enterprises.
This research discusses the improvement of load capacity and reducing power
losses on the distribution network in Ba Don town, Quang Binh province, which is
the key factors determining the economic efficiency of power grid in the area.
The author's approach is based on practical and reliable input data, from the
perspective of access to investment capital, upgrading of the power grid, thus
calculating and analyzing and propose a solution.
Keywords - Distributed grid; power loss, Ba Don town, power supply reliability,
economic efficiency.


DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT
Các ký hiệu:
Các chữ viết tắt:
EVNCPC
PC Quảng Bình
LĐPP
TTĐN
TTCS
ĐTC

TA
HA
XT
XTTA
SXKD
QLVH
KTXH
HQKT
KH
NĐ
HTĐ
CSTD
CSPK
MC
DCL
REC
LBS
SCADA
TBA
TBAPP
CSTD
CSPK
CMIS
MDMS
PSS/ADEPT

Tổng công ty Điện lực Miền Trung
Công ty Điện lực Quảng Bình
Lưới điện phân phối
Tổn thất điện năng

Tổn thất công suất
Độ tin cậy cung cấp điện
Trung áp
Hạ áp
Xuất tuyến
Xuất tuyến trung áp
Sản xuất kinh doanh
Quản lý vận hành
Kinh tế xã hội
Hiệu quả kinh tế
Khách hàng
Ngành Điện
Hệ thống điện
Công suất tác dụng
Công suất phản kháng
Máy cắt
Dao cách ly
Recloser
Dao cắt có tải
Hệ thống điều khiến giám sát và thu thập dữ liệu từ xa
Trạm biên áp
Trạm biến áp phân phối
Công suất tác dụng
Công suất phản kháng
Hệ thống Thông tin Quản lý Khách hàng ( Customer
Management Information System)
Meter Data Management System ( Hệ thống quản quane
lý dữ liệu đo đếm
Phần mêm chươn trình tính tốn phân tích kỹ thuật lưới
điện PSS/ADEPTH 5.0

DANH MỤC CÁC BẢNG
Bảng 2.1. Thông số các trạm nguồn cấp điện tại phương thức vận hành cơ bản .....30
Bảng 2.2. Tổng hợp qui mô lưới phân phối Điện lực Quảng Trạch .........................31
Bảng 2.3. Các chỉ tiêu SXKD thực hiện năm 2015, 2016 và 2017...........................33
Bảng 2.4. Cơ cấu điện năng theo 5 thành phần kinh tế năm 2017 ............................33
Bảng 2.5. Tổn thất cấp điện áp giai đoạn 2015-2017 ...............................................34
Bảng 2.6. Số liệu thực hiện TTĐN lưới trung áp lũy kế 2017 và 8 tháng 2018 .......35
Bảng 2.7. Số liệu thực hiện TTĐN lưới trung áp tháng 3/2018 và tháng 7/2018 .....35
Bảng 2.8. Số liệu biểu đồ phụ tải ngày điển hình mùa mưa .....................................41
Bảng 2.9. Số liệu biểu đồ phụ tải ngày điển hình mùa khô ......................................43
Bảng 2.10. Giá trị tổn thất không tải các gam máy biến áp phân phối .....................47
Bảng 2.11. Tổn thất không tải các XTTA thuộc Điện lực Quảng Trạch ..................47
Bảng 2.12. Tổn thất công suất theo giờ XT471 Văn Hóa tính từ PSS/ADEPT .......48
Bảng 2.13. Kết quả tính TTĐN lưới hiện trạng theo tháng đại diện mùa mưa
năm 2018 .............................................................................................51
Bảng 2.14. Kết quả tính TTĐN lưới hiện trạng theo tháng đại diện mùa khô
năm 2018 .............................................................................................52
Bảng 2.15. Hợp nhất kết quả tính tốn lưới hiện trạng 2018 và kết quả thực hiện ..53
Bảng 3.1. Thống kê các mạch vòng và điểm mở hiện trạng ....................................58
Bảng 3.2. Thống kê các mạch vòng và điểm mở sau khi chạy TOPO với thiết bị
đóng cắt hiện trạng ..............................................................................59
Bảng 3.3. Thống kê các mạch vòng và điểm mở sau khi chạy TOPO với thiết bị
đóng cắt lắp mới và di chuyển .............................................................61
Bảng 3.3. Load snapshots cho bài toán CAPO với tổng thể lưới điện vùng ............63
Bảng 3.4. Vị trí các cụm bù cố định hiện có sau khi di chuyển. ...............................65
Bảng 3.5. Vị trí các cụm bù cố định và ứng động lắp bổ sung. ................................65
Bảng 3.7. Kết quả tính tốn TTĐN sau khi phối hợp các phương án .......................67
Bảng 3.8. Tổng hợp kết quả TTĐN sau khi thực hiện các giải pháp và so sánh với

TTĐN tính tốn lưới hiện trạng:..........................................................67


DANH MỤC CÁC HÌNH
Hình 1.1. Ví dụ mạng hình tia .....................................................................................4
Hình 1.2. Sơ đờ hệ thống phân phối mạch vịng .........................................................5
Hình 1.3. Đường dây có một phụ tải ...........................................................................6
Hình 1.4. Đường dây có nhiều phụ tải ........................................................................8
Hình 1.5. Đường dây có nhiều phụ tải ........................................................................8
Hình 1.6. Sơ đờ thay thế đơn giản của máy biến áp ...................................................9
Hình 1.7. Đờ thị phụ tải chữ nhật hóa .......................................................................13
Hình 1.8. Đờ thị phụ tải hình thang hóa ....................................................................13
Hình 1.9. Xây dựng biểu đờ TTCS và xác định TTĐN bằng đường cong tổn thất ..16
Hình 1.10. Đặt bù tại nhiều nút trên lưới phân phối .................................................20
Hình 1.11. Giao diện chính chương trình MDMS ....................................................22
Hình 2.1. Bản đờ địa chính thị xã Ba Đờn ................................................................28
Hình 2.2. Trình đơn cài cặt thơng số cơ bản .............................................................37
Hình 2.3. Trích xuất dữ liệu biểu đờ phụ tải 24 giờ ..................................................38
Hình 2.4. Bằng tool ứng dụng khai thác MDMS ......................................................39
Hình 2.5. Biểu đờ cơng suất Tổng lưới 22kV mùa mưa ...........................................45
Hình 2.6. Biểu đờ cơng suất Tổng lưới 22kV mùa khơ ............................................45
Hình 2.7. Biểu đờ cơng suất XT 471 Văn Hóa mùa mưa .........................................46
Hình 2.8. Biểu đờ cơng suất XT 473 Văn Hóa mùa mưa .........................................46
Hình 3.1. Tool rút số liệu các điểm đo từ MDMS ....................................................56
Hình 3.2. Phụ lục 5- Số liệu Pmax và mức độ mang tải các TBAPP ( một phần) ....56
Hình 3.3. Dị điểm phân cơng suất bằng cách chạy LOAD FLOW trên vịng kín ...60
Hình 3.4. Thiết lập các thông số kinh tế bài tốn CAPO ứng với các cụm bù hiện có
...................................................................................................................................62
Hình 3.5. Thiết lập thông số CAPO với các cụm bù 300 kVAr có sẵn. ...................64
Hình 3.6. Kiểm tra nút q áp tại chế độ Pmin sau khi bù .......................................66

1
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Cùng với sự phát triển KTXH, đặc biệt sau những năm đổi mới, nhu cầu về
điện năng tại Việt Nam đòi hỏi ngày càng cao về cả “ chất” lẫn “lượng”. Đáp ứng “đủ
điện” với chất lượng ngày càng tốt hơn cho nhu cầu sản xuất, sinh hoạt, phát triển kinh
tế xã hội, an ninh quốc phòng của đất nước là “sứ mệnh” sống còn của ngành Điện.
Hệ thống điện phân phối là khâu cuối cùng của hệ thống điện, đưa điện năng
trực tiếp đến khách hàng sử dụng điện. Với vai trò phân phối đến tận hộ tiêu thụ, nên
khối lượng LĐPP lớn hơn nhiều so với lưới truyền tải. Tuy nhiên, vì nguồn vốn hạn
hẹp, sự ưu tiên cho đầu tư phần ng̀n, phần lưới truyền tải nhằm đi tắt đón đầu nhu
cầu sử dụng điện đã hạn chế phần nào việc ĐTXD cho lưới phân phối.
Đối với mỗi doanh nghiệp, làm thế nào để tận dụng nguồn vốn một cách hợp
lý, làm thế nào để phát huy hiệu quả các nguồn lực chính là mục tiêu, là nhiệm vụ
trọng tâm, then chốt quyết định sự thành bại của doanh nghiệp.
Xuất phát từ những lý do trên, đồng thời là một người công tác tại Công ty Điên
lực Quảng Bình – một đơn vị thực hiện chức năng quản lý LĐPP và kinh doanh bán lẻ
điện năng, tôi chọn đề tài “ đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện
phân phối thị xã Ba Đồn” với mong muốn đóng góp một phần sức mình cho doanh
nghiệp bằng cách: Đưa ra những giải pháp, những đề xuất hợp lý trong điều kiện
nguồn vốn ĐTXD hàng năm eo hẹp, chỉ đủ để chống quá tải lưới điện.
2. Mục tiêu nghiên cứu của đề tài
Trên cơ sở tính tốn và kết quả thực hiện các chỉ tiêu kinh tế, kỹ thuật lưới phân
phối hiện trạng, Luận văn xây dựng các giải pháp để nâng cao hiệu quả kinh tế lưới
điện phân phối thị xã Ba Đồn bằng cách nâng cao khã năng tải, giảm TTĐN, nâng cao
chất lượng điện năng.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu của đề tài: Lưới điện phân phối thị xã Ba Đờn có tính đến

kết lưới khu vực. Trên thực tế, hệ thống lưới phân phối thị xã Ba Đồn đan xen với lưới
phân phối của huyện Quảng Trạch do yếu tố lịch sử và qui hoạch lưới điện, nên trong
luận văn này tác giả đã mở rộng đối tượng nghiện cứu bao hàm luôn lưới phân phối
của huyện Quảng Trạch. Lưới phân phối thị xã Ba Đồn và huyện Quảng Trạch đều
thuộc quản lý của Điện lực Quảng Trạch theo phân cấp.
4. Phương pháp nghiên cứu
Sử dụng phương pháp nghiên cứu lý thuyết và thực tiễn:
- Phương pháp nghiên cứu lý thuyết:
+ Nghiên cứu các tài liệu sách báo, giáo trình, tạp chí, các trang web chuyên
ngành điện đề cập đến việc nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện như giảm tổn thất công
suất, giảm TTĐN, bù công suất phản kháng, tổn thất điện áp.


2
+ Nghiên cứu lựa chọn các phần mềm ứng dụng, phục vụ cho quá trình thu
thập, xử lý số liệu và tính tốn trong lĩnh vực nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện
- Phương pháp thực tiễn:
+ Thu thập số liệu/ kết cấu vật lý lưới phân phối hiện trạng và thể hiện bằng sơ
đồ nguyên lý trên lưới trên Auto Cap. Khảo sát thực tế tại lưới điện phân phối Ba Đồn
do Điện lực Quảng Trạch quản lý để kiểm chứng.
+ Thu thập số liệu thực tiễn vận hành lưới điện phân phối khu vực thông qua
các các chương trình quản lý và thu thập số liệu từ xa như MDMS, CMIS 3.0; RFSPIDER
+ Khảo sát, thu thập và xây dựng các chỉ số kinh tế lưới điện cài đặt vào
chương trình PSS/ADEPT để đánh giá hiệu quả kinh tế một cách sát thực.
5. Tên đề tài:“ Đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện
phân phối thị xã Ba Đồn”.
6. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
- Ý nghĩa khoa học: Xây dựng các phương pháp luận/giải pháp nâng cao hiệu quả
kinh tế lưới điện phân phối trong điều kiện hạn chế vốn ĐTXD.
- Ý nghĩa thực tiễn: Có thể áp dụng ngay cho lưới điện phân phối thị xã Ba Đồn và

huyện Quảng Trạch trong các năm tới và định hướng cho các năm về sau.
7. Cấu trúc của luận văn
Mở đầu.
Chương 1: Tổng quan về LĐPP và giới thiệu các chương trình ứng dụng.
Chương 2: Hiện trạng LĐPPthị xã Ba Đờn. Kết quản tính tốn TTĐN lưới phân
phối hiện trạng
Chương 3: Đề xuất các giải pháp Nâng cao hiệu quả kinh tế LĐPP thị xã Ba Đồn.
Kết luận và kiến nghị.


3

CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ
GIỚI THIỆU CÁC CHƯƠNG TRÌNH ỨNG DỤNG
1.1. TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI.
1.1.1. Giới thiệu chung về lưới điện phân phối.
Hệ thống điện là tập hợp nhà máy điện, mạng điện, trạm biến áp, trạm đóng cắt
và hộ tiêu thụ điện được nối với nhau thành một hệ thống từ sản xuất, truyền tải và
phân phối điện năng. Tuỳ theo mục đích nghiên cứu mà hệ thống điện được chia thành
các phần hệ thống tương đối độc lập nhau.
Mạng điện là tập hợp các đường dây trên không, dây cáp, trạm biến áp và thiết
bị đóng cắt, mạng điện có nhiệm vụ truyền tài và phân phối điện năng đến hộ tiêu thụ.
Yêu cầu của mạng điện là phải đảm bảo các chỉ tiêu: Độ tin cậy cung cấp điện, chất
lượng điện năng, kinh tế, an toàn, tiện lợi vận hành, có khã năng phát triển.
Mạng điện được phân loại theo nhiều cách khác nhau như: Theo dòng điện,
theo điện áp, theo hình dáng, theo chức năng khu vực phục vụ.
Theo các tài liệu, giáo trình, khi phân loại theo khu vực phục vụ ta có các mạng
sau:
+ Mạng truyền tải: Udm ≥ 330kV. Mạng truyền tải có chức năng truyền tải

điện năng giữa các khu vực, liên lạc giữa các hệ thống với nhau.
+ Mạng cung cấp: Udm ≥ 110 kV . Mạng cung cấp điện cho các khu vực, chiều
dài đường dây lớn, liên kết giữa các TBATG với nhau ( gọi là mạng khu vực).
+ Mạng phân phối: U ≤ 35kV. Có nhiệm vụ cung cấp điện cho các phụ tải,
chiều dài đường dây ngắn. Mạng phân phối được chia thành 3 loại: mạng thành phố,
mạng xí nghiệp công nghiệp, mạng nông nghiệp.
Tuy nhiên, cùng với sự phát triển KTXH, nhu cầu phụ tải của các khu vực ngày
càng cao thì các cấp điện áp trung gian, các TBATG dần được xóa bỏ, vì thế khái
niệm mạng cung cấp ngày nay hầu như khơng cịn sử dụng.
Theo Thơng tư 39/2015/TT-BCT ban hành ngày 18/11/2015 của Bộ Công
Thương Qui định về lưới điện phân phối chỉ phân thành 2 loại, đó là lưới truyền tải và
lưới phân phối, cụ thể:
+ Lưới điện phân phối là phần lưới điện bao gờm các đường dây và trạm điện
có cấp điện áp đến 110 kV.
+ Lưới điện truyền tải là phần lưới điện bao gờm các đường dây và trạm điện có
cấp điện áp trên 110 kV.
1.1.2. Vai trò, đặc điểm của lưới phân phối.
1.1.2.1. Vai trò của hệ thống lưới phân phối là: cung cấp điện trực tiếp
đến khách hàng của từng khu vực.


4
1.1.2.2.

Đặc điểm:

- Với vai trò như đã nêu trên, nên LĐPP thường có điện áp trung áp 6, 10, 15,
22, 35kV chuyển tải điện năng đến các trạm phân phối trung, hạ áp đặt tại hộ tiêu thụ.
Hiện tại lưới phân phối có cấp điện áp 6,10,15 gần như đã được xóa bỏ hồn tồn.
Lưới hạ áp 230/400V sẽ nhận điện từ các TBAPPcấp điện cho các phụ tải hạ áp.

Thông thường LĐPP được nhận điện từ:
-

+ Thanh cái thứ cấp các trạm biến áp 110, 220kV.

-

+ Các trạm biến áp trung gian 35/6kV, 35/10kV, 35/15kV hoặc 35/22kV.

-

+ Thanh cái nhà máy điện, trạm phát diezen, trạm điện gió nối vào lưới
phân phối.

- Sơ đồ cấp điện của lưới điện phân phối có các dạng cơ bản sau:
a. Sơ đồ hình tia:
+ Đây là loại sơ đờ đơn giản và thơng dụng nhất (hình 1.1). Từ trạm ng̀n có
nhiều xuất tuyến đi ra cấp điện cho từng nhóm trạm phân phối. Trục chính của các
xuất tuyến này được phân đoạn để tăng độ tin cậy cung cấp điện.
+ Thiết bị phân đoạn có thể là cầu chì, dao cách ly, LBS hoặc các máy cắt
Recloser có thể tự đóng lặp lại. Giữa các trục chính của một trạm ng̀n hoặc giữa các
trạm ng̀n khác nhau có thể được nối liên thơng với nhau để dự phịng khi sự cố, cắt
điện công tác trên đường trục hay các trạm biến áp nguồn. Máy cắt và dao cách ly liên
lạc thường được vận hành ở trạng thái hở nhằm giảm chi phí đầu tư và bảo vệ rơle đơn
giản hơn.
+ Các phụ tải điện sinh hoạt được cung cấp từ các TBAPP. Mỗi TBAPP sự kết
hợp giữa FCO, MBA và tủ điện phân phối hạ áp. Đường dây hạ áp của các TBAPP

Hình 1.1. Ví dụ mạng hình tia
này thường có cấu trúc hình tia.

b. Sơ đồ mạch vịng:


5
Sơ đờ mạch vịng dạng này thường được áp dụng cho LPP trung áp (hình 1.2).
Các xuất tuyến được cấp điện trực tiếp từ xuất tuyến khác nhau của cùng một trạm
nguồn, hoặc từ các trạm nguồn khác nhau, trên mỗi xuất tuyến đều có 2 máy cắt đặt ở
hai đầu. Các trạm biến áp phân phối được đấu liên thơng và mỗi máy biến áp đều có 2
dao cách ly đặt ở hai phía. Máy biến áp được cấp điện từ phía nào cũng được.
Trong thực tế, lưới điện phân phối tại Việt Nam là sự phối hợp của hai loại sơ đờ

Hình 1.2. Sơ đồ hệ thống phân phối mạch vịng
trên. Chúng bao gờm các TBA 110kV, TBATG, hay các XT của cùng một trạm được
nối liên thông với nhau bởi một mạng lưới phân phối tạo thành nhiều mạch vịng kín.
Đối với các khu vực địi hỏi độ tin cậy cung cấp điện cao thì sơ đồ lưới phân phối
thường được áp dụng kiểu sơ đồ dạng thứ hai. Tuy có kết cấu mạch vịng nhưng hầu
hết LĐPP ln vận hành hở (hay vận hành hình tia).
Khi vận hành hở LĐPP như vậy thì tổn thất cơng suất, tổn thất điện năng và chất
lượng điện áp luôn ln kém hơn khi LĐPP được vận hành kín. Để khắc phục tình
trạng này và tạo tính linh hoạt trong các LĐPP vận hành hở, cần phải xác định các
trạng thái đóng cắt của các thiết bị phân đoạn hợp lý để tổn thất công suất, tổn thất
điện năng là nhỏ nhất.
Trong công tác vận hành, LĐPP được điều khiển thống nhất cho phép vận hành
kinh tế trong trạng thái bình thường và rất linh hoạt trong tình trạng sự cố đảm bảo độ
tin cậy cao. Với sự trợ giúp của máy tính và hệ thống SCADA, điểm mở lưới để vận
hành hở có thể chuyển đổi thường xuyên trong q trình vận hành khi đờ thị phụ tải
thay đổi. Khi xảy ra sự cố, máy tính cũng tính ngay cho phương án vận hành thay thế
tốt nhất và nhân viên vận hành sẽ thực hiện sơ đồ tối ưu bằng cách thao tác điều khiển
từ xa các thiết bị đóng cắt.
Trong trường hợp khơng có các thiết bị đo lường và điều khiển đóng cắt từ xa thì

vẫn có thể vận hành kinh tế nhưng theo mùa trong năm. Người ta tính chọn sơ đờ vận
hành tối ưu cho những khoảng thời gian liên lục có đờ thị phụ tải gần giống nhau
(thường là theo các tháng mùa hè, hay các tháng mùa đơng do có cùng điều kiện thời
tiết), sau đó thao tác các thiết bị phân đoạn để thực hiện vận hành tối ưu lưới điện.


6
1.2. TỔN THẤT CƠNG SUẤT- PHƯƠNG PHÁP TÍNH.
1.2.1. Tổn thất công suất.
- Khảo sát phân bố công suất thường áp dụng cho hệ thống 3 pha cân bằng, dựa
trên sơ đờ tương đương 1 pha của HTĐ và tính tốn trên đơn vị có tên hoặc đơn vị
tương đối.
- Đối tượng của khảo sát phân bố công suất là xác định giá trị điện áp và góc pha
ở các điểm nút, dịng cơng suất trên các nhánh và tổn thất công suất trong mạng điện.
- Khi truyền tải điện năng từ ng̀n đến hộ tiêu thu thì mỗi một phần tử của mạng
điện do có tổng trở nên đều gây tổn thất công suất và điện áp. Tổn thất công suất gây
tình trạng thiếu hụt điện năng nơi tiêu thụ hoặc buộc phải đầu tư thêm nguồn để bù vào
lượng cơng suất thiết hụt đó. Tổn thất cơng suất càng cao thì hiệu quả kinh tế càng
kém.
- Để tính được TTCS trong mạng, ta phải tiến hành mơ hình hóa các phần tử của
hệ thống điện, trên cơ sở đó, ta đưa ra cơng thức tính TTCS & TTĐN cho từng phần
tử. Mỗi phần tử của hệ thống điện được đặc trưng bằng các thông số, các thông số này
xác định bằng các tính chất vật lý, sơ đờ nối các phần tử và nhiều điều kiện giản ước
khác.
1.2.2. Phương pháp tính tổn thất cơng suất:
1.2.2.1.

Tổn thất cơng suất trên đường dây tải điện:

a. Đường dây có 1 phụ tải

Hình 1.3. Đường dây có một phụ tải
Biết cơng suất phụ tải và điện áp ở cuối đường dây S2, U2 . yêu cầu xác định
công suất đầu đường dây Ṡ 1 và tổn thất công suất ∆S trên đường dây.
- Tham số của đường dây là:
Z = R +jX; Y1 = Y2 = 2(G + jB)

(1.1)

- Tổn thất công suất trên tổng dẫn Y2:
(1.2)
Ở đây U2: Điện áp dây
- Công suất sau tổng trở Z là :


7
S'' = ∆Sy2+ S2 = ∆Pg2 - j∆Qc2 + P2 + jQ2 = P'' + jQ''
- Tổn thất công suất trên tổng trở Z của đường dây:
∆P = 3I2 R = 3(I2a + I2p)R
∆Q = 3I2 R = 3(I2a + I2p)X
Với Ia = Icosφ ; Ip = Isinφ
Biết

P” =

3 U2Icosφ;

P'' =

3 U2 Ia

;

Q'' = 3 U2Ip

P"
3U 2

Ia

Do đó:

Q” = 3 U2Isinφ

(1.3)
(1.4)
(1.5)
(1.6)
(1.7)

P"
3U 2

Ip

Thay vào và rút gọn lại ta có:
2

2

P 3I 2 R

P "2 Q "
S"
R
R
2
U2
U 22

Q 3I 2 X

P "2 Q "
X
U 22

2

Trong đó: S "

(1.8)

2

S"
X
U 22

(1.9)

P "2 Q "2

Như vậy ta có ∆S = ∆P+j∆Q
- Cơng suất đầu vào tổng trở Z của đường dây bằng:
S’= ∆S + S”= ∆P + j∆Q + P” + jQ”

(1.10)

- Tổn thất công suất trên tổng dẫn Y1:
*

2
S y1 U dm
Y2

2
U dm
(

G
2

B
)
2

Pg1

j Qc1

(1.11)

- Công suất đầu đường dây:
S1= ∆Sy1 + S’= ∆Pg1 - j∆Qc1 + P’ + jQ’= P1 +jQ1
Tổn thất công suất trên đường dây: ∆S∑ = ∆Sy1 + ∆S + ∆Sy2
b. Đường dây có nhiều phụ tải
Nếu số liệu ban đầu là điện áp và công suất ở các nút phụ tải, khi đó tiến hành
xác định phân bố cơng suất theo chiều từ nút xa nhất đến nút nguồn cung cấp. Q
trình tính tốn giống như trên.
Để đơn giản xét đường dây có hai phụ tải và một ng̀n cung cấp (hình 1.4).
Các số liệu ban đầu là cơng suất, điện áp tại các nút b và c (Sb, Sc, Ub, Uc). Yêu cầu
xác định phân bố công suất trên đường dây và tổn thất cơng suất trên tồn mạng điện.
Sơ đờ thay thế tính tốn trên (hình 1.5). Q trình tính tốn theo trình tự như sau:


8

Hình 1.4. Đường dây có nhiều phụ tải

Hình 1.5. Đường dây có nhiều phụ tải
Tổn thất cơng suất trên tổng dẫn Y2c:
.

S y 2c

*

U c2 .Y 2c

Pg 2c

(1.12)

j Qc 2c

Công suất sau tổng trở Z2 là:
Sa

S y 2c

Sc

Pg 2c

j Qc 2c

jQc

P2"

jQ2"

(1.13)

Tổn thất công suất trên tổng trở Z2 là :
2

S2

P2

j Q2 =

P "2 Q "
R2
U 22

2

j

P "2 Q "
X2
U 22

(1.14)

Công suất trước tổng trở Z2 là:
S'2

S"2

S2

(1.15)

P2 ' jQ '2

Tổn thất công suất trên tổng dẫn Y2b là:
S y 2b

U 22Y2b

Pg 2b

(1.16)

j Qc 2b

Công suất đầu vào đoạn đường dây 2 là:
S2

S y 2b S'2

P2

(1.17)

jQ2

Tổn thất công suất trên tổng dẫn Y1b là:
S y1b U12Y1b

Pg1b

(1.18)

j Qc1b

Công suất sau tổng trở Z1 là:

2

S1

P1

P "2 Q "
j Q1 = 1 2 1 R1
U1

2

P "2 Q "
j 1 2 1 X1
U1

(1.19)

Công suất đầu vào tổng trở Z1 là:
S '1

S 1 S"1

P1

jQ1

(1.20)

9
Tổn thất công suất trên tổng dẫn Y1a do chưa biết điện áp tại nút a nên trong
tính tốn có thể lấy giá trị điện áp định mức để tính:
S y1a

U12Y1a

Pg1a

(1.21)

j Qc1a

Công suất đầu nguồn a cung cấp là:
S 'a

S y1a S"1

Pa

(1.22)

jQa

Tổn thất công suất trong mạng điện là:
S'

(1.23)

S a (S b S c )

Khi tính chính xác lấy cơng suất và điện áp ở cùng một điểm, nhưng trong
nhiều trường hợp không biết điện áp ở các hộ tiêu thụ thì có thể tính gần đúng theo
điện áp định mức của mạng điện.
Khi tính tốn mạng điện phân phối do điện áp không cao, đường dây ngắn, phụ
tải nhỏ cho nên không xét đến Y và ∆S trên các đoạn đường dây khi tính phân bố cơng
suất. Ngồi ra tổn thất công suất trên các đoạn đường dây được tính theo Uđm của
mạng điện. Mặc dù đã dùng những giả thiết trên nhưng khối lượng tính tốn ở mạng
phân phối vẫn lớn do có nhiều phụ tải, nhiều đoạn đường dây nối với nhau.
1.2.2.2. Tổn thất công suất qua máy biến áp:
- Đối với LĐPP, chủ yếu là các MBA 1 pha, 3 pha 2 dây quấn. Ta có sơ đờ tương
đương của 1 máy biến áp như (Hình 1.7). Trên sơ đồ này, tất cả các đại lượng trên đã
được qui đổi sang phía 1.
K 2 Z2

Z1
1

2
I1
V1

Zm

I2
V2

Hình 1.6. Sơ đồ thay thế đơn giản của máy biến áp
Có thể phân TTCS trong các MBA thành 2 thành phần, đó là thành phần phụ
thuộc vào phụ tải và thành phần không phụ thuộc vào phụ tải. Thành phần không phụ

thuộc vào phụ tải là tổn thất trong lõi thép máy biến áp hay cịn gọi là tổn thất khơng
tải. Tổn thất không tải được xác định theo các số liệu kỹ thuật máy biến áp.
S0 = P0 + j Q0

(1.24)

Q0 = I0Sdm/100

(1.25)

Trong đó:
 I0 là dịng điện khơng tải tính theo phần trăm.
 P0 , Q0 là tổn thất công suất tác dụng và phản kháng khi không tải.


10
Thành phần tổn thất phụ thuộc vào công suất tải qua máy biến áp hay thường gọi
là tổn thất đồng, có thể xác định tổn thất đờng trong máy biến áp hai cuộn dây theo
công thức:

( P 2 Q 2 ) Rb
Pcu = 3I Rb =
= Pn (S/Sdm)2
U2
2

Qcu = 3I2Xb =

( P2

Q2 ) X b
= (Un.S2)/100.Sdm
2
U

(1.26)
(1.27)

Trong đó :
 Sdm : công suất định mức máy biến áp.
S

: công suất tải của máy biến áp.

 Pn : tổn thất ngắn mạch.
Trong trường hợp có n máy biến áp giống nhau làm việc song song thì tổn thất
cơng suất trong n máy bằng:
(1.28)

â

â

(1.29)

1.3. TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG- PHƯƠNG PHÁP TÍNH.
1.3.1. Tổn thất điện năng.
Tổn thất điện năng trên lưới điện là lượng điện năng tiêu hao cho quá trình
truyền tải và phân phối điện khi tải điện từ ranh giới giao nhận với các nhà máy điện
qua lưới điện truyền tài và phân phối điện đến các hộ tiêu thụ điện. Vì vậy, TTĐN còn

được gọi là điện năng dùng để truyền tải và phân phối điện. TTĐN trên LĐPP là lượng
điện năng tiêu hao trong quá trình phân phối điện trên LĐPP.
Trong hệ thống điện, TTĐN phụ thuộc vào đặc tính của mạch điện, lượng điện
truyền tải, khã năng của hệ thống và vai trị của cơng tác quản lý. Xuất phát từ đó, tổn
thất điện năng được chia thành 2 loại, tổn thất điện năng kỹ thuật và tổn thất điện năng
phi kỹ thuật.
Tổn thất điện năng kỹ thuật là TTĐN gây ra bởi bản chất vật lý của hệ thống,
đó là lượng điện năng tiêu hao tất yếu xảy ra trong quá trình truyền tải và phân phối
điện. Do dây dẫn, máy biến áp, thiết bị trên lưới đều có trở kháng nên khi dịng điện
chạy qua gây tiêu hao điện năng do phát nóng MBA, dây dẫn và các thiết bị điện.
Ngoài ra đường dây dẫn điện cao áp từ 110 kV trở lên cịn có tổn thất vầng quang;
dịng điện qua cáp ngầm, tụ điện cịn có tổn thất do điện môi, đường dây điện đi song
song với đường dây khác như dây chống sét, dây thông tin... có tổn hao điện năng do
hỗ cảm,…


11
Tổn thất điện năng phi kỹ thuật hay còn gọi là TTĐN thương mại là do tình
trạng vi phạm sử dụng điện như lấy cắp điện dưới các hình thức khác nhau, do lỗi quản
lý trong quá trình kinh doanh như công tơ chết, cháy không xử lý kịp thời, ghi sót ghi
sai chỉ số, đấu nhầm, đấu sai hệ thống đo đếm.
1.3.2. Những yếu tố làm ảnh hưởng tăng TTĐN.
Khi lượng điện năng mất đi trong quá trình truyền tải đến hộ tiêu thụ càng cao,
thì hiệu ích đưa lại càng kém, những yếu tố ảnh hưởng làm tăng TTĐN có thể kể đến
đó là:
a. Về mặt kỹ thuật:
- Đường dây quá dài, bán kính cấp điện lớn, tiết diện dây dẫn quá nhỏ, đường
dây bị xuống cấp, không được cải tạo nâng cấp, quá tải dây dẫn trong quá trình vận
hành làm tăng nhiệt độ dây dẫn;
- Không cân bằng pha: Không cân bằng pha làm tăng TTĐN trên dây trung

tính, dây pha và làm tăng TTĐN qua máy biến áp. Đờng thời, cũng có thể gây q tải
pha có dịng điện lớn.
- Q tải máy biến áp: MBA vận hành quá tải do dòng điện tăng cao làm phát
nóng cuộn dây và dầu cách điện của máy, dẫn đến tăng TTĐN trong MBA đồng thời
gây sụt áp và làm tăng TTĐN trên lưới điện phía hạ áp;
- Non tải MBA: MBA vận hành non tải hoặc quá tải làm cho tổn hao không tải
chiếm tỷ lệ lớn so với điện năng sử dụng. Mặt khác tải thấp, sẽ không phù hợp đo đếm
dẫn đến TTĐN tăng cao;
- Vận hành với hệ số cosφ thấp: Do phụ tải có hệ số cosφ thấp, thực hiện lắp
đặt và vận hành tụ bù không hợp lý. Khi cosφ thấp dẫn đến tăng dòng điện truyền tải
hệ thống và tăng TTĐN;
- Do các điểm tiếp xúc và các mối nối tiếp xúc kém làm tăng nhiệt độ, tăng
TTĐN;
- Tổn thất do thiết bị cũ, lạc hậu: các thiết bị cũ thường có hiệu suất thấp, máy
biến áp là loại có tỷ lệ tổn thất cao hoặc vật liệu l i từ không tốt, dẫn đến sau một thời
gian vận hành tổn thất có xu hướng tăng lên;
- Nối đất khơng tốt: Đối với lưới điện có hệ thống nối đất trực tiếp, nối đất lặp
lại, TTĐN sẽ tăng cao nếu nối đất khơng đúng qui định.
- Tổn thất do dịng rị: Sứ cách điện, chống sét van và các thiết bị không được
kiểm tra, bảo dư ng hợp lý dẫn đến dịng rị, phóng điện.
- Hàng lang tuyến khơng đảm bảo: Không thực hiện tốt việc phát quang, cây
mọc chạm vào đường dây gây dòng rò hoặc sự cố;
- Điện áp thấp: Do lựa chọn nấc phân áp không hợp lý, do tiết diện hoặc bán
kính cấp điện khơng đảm bảo, dẫn đến điện áp thấp làm tăng TTĐN;


12
- Nhiều thành phần sóng hài của các phụ tải công nghiệp tác động vào các cuộn
dây máy biến áp làm tăng TTĐN;
- Hiện tượng quá bù, hoặc vị trí và dung lượng bù không hợp lý;

- Phương thức vận hành, kết lưới không hợp lý;
- Chế độ sử dụng điện không hợp lý: công suất sử dụng của nhiều phụ tải có sự
chênh lệch quá lớn giữa giờ cao điểm và thấp điểm làm tăng độ nhấp nhô của biểu đồ
phụ tải là yếu tố tăng tổn thất điện năng.
b. Về mặt thương mại:
Tổn thất điện năng phi kỹ thuật gờm các dạng chính sau:
- Các thiết bị đo đếm như công tơ, TU, TI không phù hợp với phụ tải, có thể
q lớn hay q nhỏ hoặc khơng đạt cấp chính xác yêu cầu, hệ số nhân của hệ thống
đo không đúng, các tác động làm sai lệch mạch đo đếm điện năng, gây hỏng hóc cơng
tơ, các mạch thiết bị đo lường;
- Sai sót trong khâu quản lý: TU mất pha, TI, công tơ hỏng chưa kịp xử lý, thay
thế kịp thời, lắp đặt công tơ 3 pha với sơ đồ TI thiếu, không thực hiện đúng chu kỳ
kiểm định và thay thế công tơ định kỳ theo quy định của Pháp lệnh đo lường, đấu
nhầm, đấu sai sơ đồ đấu dây, … là các nguyên nhân dẫn đến đo đếm khơng chính xác
gây TTĐN;
Sai sót trong nghiệp vụ kinh doanh: đọc sai chỉ số công tơ, thống kê tổng hợp
khơng chính xác, bỏ sót khách hàng..;
- Khách hàng tác động tiêu cực vào hệ đo đếm gây sai lệch, khác hàng tự ý câu
móc điện trước cơng tơ để sử dụng…;
- Khơng thanh tốn hoặc thanh tốn hóa đơn tiền điện chậm;
- Sai sót thống kê phân loại và tính hóa đơn khách hàng;
- Sai sót trong khâu tính tốn xác định tổn thất kỹ thuật.
1.4. CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TỐN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
TTĐN trong LĐPP được xác định theo công thức sau:
t

A 3R I t2 .dt

(1.30)

o

Trong phần này chúng ta trình bày những phương pháp tính tốn TTĐN của
LĐPP thường được sử dụng.
1.4.1. Phương pháp t ch phân đồ thị
Giả sử quy luật biến thiên của dịng điện như (Hình 1.8) và (Hình 1.9), hệ tọa độ
I-t.
Chia trục hoành (t) thành n đoạn bằng nhau với độ dài ∆t. Như vậy việc xác định
TTĐN được thay bằng việc tính diện tích các hình chữ nhật (Hình 1.8) hay hình thang
(Hình 1.9).


13
Biểu thức dưới dấu tích phân trong trường hợp thứ nhất sẽ bằng :
T

n

I t2 .dt

t 1

o

n

t
n

I t2 . t

I t2 .t

(1.31)

1

Hình 1.8. Đồ th phụ tải hình thang h a

Hình 1.7. Đồ th phụ tải ch nhật h a
Trường hợp thứ hai:
T
2
t
o

.dt

t
2n

2
o

n 1

2
n

2

2
t

(1.32)

t 1

Theo phương pháp này TTĐN [kWh] được xác định theo công thức:

t n 2
A 3R.
It .10
nt 1
Hoặc:

t
A 3R.
I 02
2n

I

2
n

n 1

2

3

I t2 .10

(1.33)
3

(1.34)

t 1

Trong đó thứ nguyên của I [A], S[kVA], U[kV]
Phương pháp tích phân đờ thị có độ chính xác cao, nhưng khó thực hiện. Tính
tốn thực tế không sử dụng đồ thị phụ tải năm mà sử dụng đồ thị phụ tải ngày đặc
trưng. Hiện nay, với sự hỗ trợ của các chương trình quản lý, việc lấy đồ thị phụ tải
ngày đặc trưng tương đối dễ dàng và cho số liệu chính xác, do đó phương pháp tích
phân đờ thị được sử dụng khá rộng rãi.
1.4.2. Phương pháp dòng điện trung

nh

nh phương

Giả sử rằng dọc theo đường dây hệ thống truyền tải, dòng điện Itb không đổi ở
trong khoảng thời gian t, sẽ gây nên tổn thất đúng bằng trị số dòng điện biến thiên
trong khoảng thời gian đó ứng với đờ thị phụ tải nghĩa là:
T

A 3RI

2
tbbp

T

3R. I t2 dt
o

Như vậy dòng điện trung bình bình phương sẽ là:

(1.35)


14
T

I t2 .dt
I tbbp

o

(1.36)

T

Nếu đã biết giá trị dòng điện Itbbp thì TTĐN trên đường dây [kWh] tính theo biểu
thức:
ΔA=3I2tbbpRT.10-3

(1.37)

Trong đó:
 R: Điện trở tác dụng của đường dây [Ω]
 T: Thời gian tính tốn [h]
Giá trị Itb có thể tính gần đúng theo cơng thức kinh nghiệm Dalesxky:
Itbbp = Imax(0,12 + Tmax.10-4)

(1.38)

Hoặc theo dòng điện cực đại và thời gian TTCS cực đại τ:

I tbbp

I max

T

(1.39)

Giá trị các đại lượng τ, Tmax được xác định phụ thuộc vào tính chất phụ tải hoặc
qua các số liệu thống kê. Phương pháp này chỉ đúng khi chúng ta xác định được chính
xác các giá trị trên.
1.4.3. Phương pháp thời gian tổn thất
Theo phương pháp này TTĐN được xác định theo biểu thức:
T

A 3R I t2 dt

2
3RI max

(1.40)

o

Để xác định TTĐN theo công thức trên cần phải xác định τ, τ được xác định nhờ
mối quan hệ giữa Tmax và cosφ. Quan hệ τ =f (Tmax, cosφ) có nhiều phương pháp xây
dựng khác nhau. Mỗi đường cong biểu diễn quan hệ đó được xây dựng theo một số
điều kiện khác nhau như khơng tính đến dáng điệu đờ thị phụ tải, hay không xét đến sự
biến đổi hệ số công suất. Hoặc chúng ta có thể xác định τ bằng các cơng thức kinh
nghiệm .
-

Công thức kinh điển:
= (0.124 + Tmax.10-4)2.8760

-

Công thức Kenzevits:
2Tmax 8760

-

(1.41)

Công thức Valander:

8760 Tmax
P
1 min

Tmax 2 Pmin
Pmax
1
8760 Pmax

(1.42)


15

8760. 0,13.

-

Tmax
8760

0,87.

Tmax
8760

2

(1.43)

Tra đường cong tính tốn:
= f(Tmax,cos )

(1.44)

Các cơng thức trên đều chỉ tính gần đúng, lấy theo thực nghiệm và tiệm cận hoá.
Đối với lưới điện phân phối hiện nay do thiếu thơng tin nên có thể áp dụng các công
thức trên để xác định TTĐN trong sai số có thể chấp nhận được.
Có thể thấy rằng: cơ sở để xác định τ lại là Tmax và cos φ cũng rất bất định. Cosφ
trong lưới rất không đồng nhất nên chỉ có thể chấp nhận trị số trung bình. Còn Tmax =
A/Pmax lại càng bị phụ thuộc nhiều vào cách lấy mẫu thống kê. Sai số của Pmax khi thiết
lập đồ thị phụ tải trong phạm vi khá lớn là điều có thể xảy ra.
1.4.4. Phương pháp đường cong tổn thất
Hoạt động của hệ thống cung cấp điện ít nhiều mang tính ngẫu nhiên và bất định.
Tuy nhiên tính quy luật và có điều khiển vẫn là chủ đạo. Ch ng hạn đờ thị phụ tải
mang tính ngẫu nhiên nhưng hình dáng khá ổn định. Vì vậy, một phương thức vận
hành tương ứng với một cấu trúc, một phương án điều khiển đã lựa chọn thì các đặc
trưng tổn thất cũng có thể coi là xác định. Nói riêng, có thể xét đường cong quan hệ:
∆P∑ = f(P∑)
Trong đó:
 ∆P∑: Tổng TTCS trong lưới.
 P∑: Tổng công suất thanh cái của mạng lưới cung cấp điện.
Đường cong tổn thất có thể xây dựng bằng đo đạc hoặc tính tốn. Tuy nhiên phép
đo thực tế rất phức tạp, bởi đòi hỏi phải xác định đồng thời trị số công suất của tất cả
các nút phụ tải và nguồn cung cấp. Bằng tính tốn, đường cong có thể xây dựng như
sau:
Giả thiết biết dạng biểu đồ phụ tải và cosφ của tất cả các nút (hoặc nhóm nút)
phụ tải. Coi thanh cái cung cấp là nút cân bằng, tính tốn phân bố dòng và xác định
TTCS tổng ΔPΣ ứng với mỗi thời điểm của biểu đờ phụ tải (ví dụ theo giờ trong ngày).
Kết quả nhận được cho phép xây dựng đoạn đường cong TTCS từ PΣmin đến PΣmax của
biểu đồ phụ tải thanh cái. R ràng đường cong xây dựng được có tính xác định cao nếu
thực tế cosφ và tỷ lệ cơng suất giữa các nút ít thay đổi. Đây là giả thiết duy nhất và có
thể chấp nhận được với phương pháp xây dựng đường cong tổn thất. Khi cấu trúc lưới
và phương thức vận hành thay đổi, một họ đường cong tương ứng cần được xây dựng.

Với một cấu trúc lưới và một phương thức vận hành hồn tồn xác định (khi đó
sẽ tờn tại một đường cong tổn thất duy nhất) dễ dàng có thể xác định được TTĐN tổng
trong ngày thông qua biểu đồ tổng công suất thanh cái.


16
Trên (Hình1.10) trình bày q trình xây dựng biểu đờ TTCS và xác định TTĐN
nhờ sử dụng đường cong tổn thất. Diện tích của biểu đờ TTCS chính là TTĐN và có
thể tính theo phương pháp tích phân đờ thị:

Hình 1.9 ây ựng bi u đồ TTCS và xác đ nh TTĐ bằng đường cong t n thất
n

A

Pi . ti

(1.45)

i 1

Hoặc có thể xác định TTĐN bằng phương pháp tính tốn. Do TTCS gờm có 2
thành phần là tổn thất tải và tổn thất không tải, tại mỗi thời điểm vận hành ta có biểu
thức xác định TTCS :
ΔPi = ΔPkt +ΔPt

(1.46)

Từ đó TTĐN được tính như sau:
t

A

[ Poi

Pti (t )].dt

( Poi

Pti ). t

(1.47)

o

TTĐN trong 1 ngày (24h) sẽ là:
24

A

Ao

Ati

(1.48)

i o

 ΔA0: TTĐN không tải, không phụ thuộc vào sự biến động của phụ tải, phụ
thuộc vào tổn hao không tải của các máy biến áp trong lưới là chính.

 ΔAt: TTĐN tải, phụ thuộc vào sự biến thiên công suất tiêu thụ của tải theo
thời gian cũng như cấu trúc của lưới điện.
Độ chính xác của đường cong hay nói đúng hơn là độ phù hợp của đường cong
với thực tế phụ thuộc vào mức độ đầy đủ của các thơng tin có được. Ch ng hạn, khi
khơng có biểu đồ phụ tải các nút mà chỉ biết phân bố phụ tải các nút ở một vài thời
điểm quan sát. Khi có đường cong vẫn có thể xây dựng được bằng cách thay đổi tỷ lệ