Tìm hiểu bài toán bù công suất phản kháng và tính toán áp dụng cho lưới điện phân phối tại Việt Nam

PHẠM NGỌC DƯƠNG

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

Phạm Ngọc Dương

KỸ THUẬT ĐIỆN

TÌM HIỂU BẢI TỐN BÙ CƠNG SUẤT PHẢN KHÁNG
VÀ TÍNH TỐN ÁP DỤNG CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
TẠI VIỆT NAM

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN

2010B
Hà Nội, Năm 2013


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

TÌM HIỂU BẢI TỐN BÙ CƠNG SUẤT PHẢN KHÁNG
VÀ TÍNH TỐN ÁP DỤNG CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
TẠI VIỆT NAM

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

NGƯỜI HƯỚNG DẪN:

TS. Lã Minh Khánh

Hà Nội , Năm 2013


LỜI CAM ĐOAN

Tôi cam đoan bản luận văn tốt nghiệp này là cơng trình nghiên cứu của
cá nhân tơi dưới sự hướng dẫn của TS. Lã Minh Khánh.
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.
Học viên

Phạm Ngọc Dương

1


DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CÁC CHỮ VIẾT TẮT
CSPK

Công suất phản kháng

CSTD

Công suất tác dụng

ĐTPT

Đồ thị phụ tải

EVN

Electricity of Vietnam (Tập đoàn Điện lực Việt Nam)

ERAV

Electricity Regulatary Authority of VN (Cục điều tiết điện lực)

HTĐ

Hệ thống điện

LF

Load Factor (Hệ số phụ tải)

LsF

Loss Factor (Hệ số tổn thất)

LĐPP

Lưới điện phân phối

LĐTT

Lưới điện truyền tải

TBA

Trạm biến áp

TTCS

Tổn thất công suất

TTĐN

Tổn thất điện năng

2


DANH MỤC CÁC BẢNG
Bảng 1.1

Bảng dữ liệu ví dụ

Bảng 2.1

Số liệu "bán điện năng theo từng thành phần phụ tải (2009)"
tỉnh Hải Dương.

Bảng 3.1

Bảng thông số máy biến áp của xuất tuyến 478E81 Đồng
Niên, Hải Dương

Bảng 3.2

Bảng thông số đường dây của xuất tuyến 478E81 Đồng Niên,
Hải Dương

Bảng 3.3

Kết quả tính tốn tổn thất điện năng xuất tuyến 478E81 Đồng
Niên, Hải Dương.

Bảng 3.4

Kết quả tính tốn tổn thất điện năng khi đặt bù tại 2/3 chiều
dài đường dây xuất tuyến 478E81 Đồng Niên, Hải Dương

Bảng 3.5

Kết quả tính tốn tổn thất điện năng khi đặt bù tại cuối đường
dây xuất tuyến 478E81 Đồng Niên, Hải Dương

Bảng 3.6

Kết quả tính tốn tổn thất điện năng khi đặt bù tại hai vị trí 2/5
và 4/5 chiều dài đường dây của xuất tuyến 478E81 Đồng
Niên, Hải Dương

Bảng 3.7

Kết quả tính tốn tổn thất điện năng khi đặt bù tại giữa và
cuối đường dây của xuất tuyến 478E81 Đồng Niên, Hải
Dương

3


DANH MỤC CÁC HÌNH
Hình 1.0

Xuất tuyến sơ cấp với phụ tải gộp lại (hay tập trung) và các tải
phân bố đều, và dạng phân bố dòng điện trước khi lắp đặt tụ

Hình 1.1

Giảm tổn thất với một bộ tụ điện

Hình 1.2

Độ giảm tổn thất là một hàm số của vị trí lắp đặt tụ và tỉ số bù
tụ cho một phân đoạn đường dây có các phụ tải phân bố đều,
(λ=0).

Hình 1.4

Độ giảm tổn thất là một hàm số của vị trí lắp đặt tụ và tỉ số bù
tụ cho một phân đoạn đường dây với tổ hợp của các phụ tải
phân bố đều và tập trung, (λ=1/2)

Hình 1.5

Giảm tổn thất với hai bộ tụ điện

Hình 1.6

So sánh việc giảm tổn thất có thể đạt được từ n = 1, 2, 3
và ∞ bộ tụ, với λ=0.

Hình 1.7

So sánh việc giảm tổn thất có thể đạt được từ n=1, 2, 3
và ∞ bộ tụ, với λ=1/4.

Hình 1.8

Quan hệ giữa tỉ lệ bù tụ tổng và hệ số phụ tải phản kháng đối
với tải phân bố đều (λ=0, α=1).

Hình 1.9

Giảm tổn thất điện năng với kích cỡ bộ tụ bất kỳ, được lắp đặt
'
= 0,2 )
tại vị trí tối ưu ( FLD

Hình 1.11

Giảm tổn thất điện năng với kích cỡ bộ tụ bất kỳ, được lắp đặt
'
tại vị trí tối ưu ( FLD
= 0,6 )

Hình 1.12

Giảm tổn thất điện năng với kích cỡ bộ tụ bất kỳ, được lắp đặt
'
= 0,8 ).
tại vị trí tối ưu ( FLD

Hình 1.13

Giảm tổn thất điện năng với kích cỡ bộ tụ bất kỳ, được lắp đặt
'
tại vị trí tối ưu ( FLD
= 1,0 )

Hình 1.14

Các ảnh hưởng của hệ số công suất đối với giảm tổn thất điện
năng nhờ việc lắp đặt bộ tụ điện trên một phân đoạn đường
dây có phụ tải phân bố đều (λ=0)

4


Hình 1.15

Các ảnh hưởng của hệ số cơng suất đối với giảm tổn thất điện
năng nhờ việc lắp đặt bộ tụ điện trên một phân đoạn đường
dây có phụ tải phân bố đều (λ=1/4)

Hình 1.16

Các ảnh hưởng của hệ số công suất đối với giảm tổn thất điện
năng nhờ việc lắp đặt bộ tụ điện trên một phân đoạn đường
dây có phụ tải phân bố đều (λ=1/2)

Hình 1.17

Các ảnh hưởng của hệ số công suất đối với giảm tổn thất điện
năng nhờ việc lắp đặt bộ tụ điện trên một phân đoạn đường
dây có phụ tải phân bố đều (λ=3/4)Hình 3.4

Đồ thị phụ

tải ngày của lưới điện phân phối Tây Hồ, Hà Nội năm 2009
Hình 1.18

Sơ đồ một sợi của các phụ tải phản kháng xuất tuyến sơ cấp
ba pha 22kV khơng đồng nhất được biểu diễn theo tỉ lệ

Hình 1.19

Hàm dịng phản kháng chuẩn hóa F(x) tương ứng với xuất
tuyến xem xét ở bảng 1.1

Hình 1.20

Vị trí lắp đặt tụ và các giá trị định mức của dòng phản kháng
được đánh số ký hiệu

Hình 2.1

Tỷ lệ điện năng tiêu thụ của từng thành phần phụ tải năm
2009 của tỉnh Hải Dương

Hình 2.2

Đồ thị phụ tải ngày điển hình tỉnh Hải Dương

Hình 2.3

Giao diện phần mềm PSS/ADEPT 5.0

Hình 2.4.

Sơ đồ xuất tuyến lộ 478E81 Đồng Niên - Hải Dương trên
phần mềm PSS/ADEPT

Hình 2.5

Thư viện thiết lập

Hình 2.6

Thiết lập thơng số nguồn

Hình 2.7

Thiết lập thơng số phụ tải

Hình 2.8

Thiết lập thơng số dây dẫn

Hình 2.9

Thiết lập thơng số dây dẫn

Hình 3.1

Biểu đồ so sánh giá trị tổn thất điện năng của xuất tuyến
478E81 Đồng Niên, Hải Dương

5


Hình 3.2

Biểu đồ so sánh giá trị tổn thất điện năng của xuất tuyến
478E81 Đồng Niên, Hải Dương

6


MỤC LỤC
Trang
TRANG PHỤ BÌA
LỜI CAM ĐOAN

1

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT

2

DANH MỤC CÁC BẢNG

3

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ

4

MỞ ĐẦU

8

CHƯƠNG I – TỔNG QUAN VỀ VẤN ĐỀ BÙ CÔNG SUẤT PHẢN 11
KHÁNG TRONG LƯỚI PHÂN PHỐI
1.1. Yêu cầu giảm tổn thất điện năng trong lưới phân phối

11

1.2. Bài tốn bù kinh tế tổng qt

13

1.3. Tính tốn xác định việc lắp đặt tối ưu của tụ điện trong trường hợp 17
tải phân bố đều
CHƯƠNG II - CÁC QUY TRÌNH VÀ CƠNG CỤ TÍNH TỐN 45
TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CHO BÀI TỐN BÙ CƠNG SUẤT
PHẢN KHÁNG

2.1. Xây dựng đồ thị phụ tải

45

2.2. Tính tốn tổn thất điện năng cho xuất tuyến 478E81 Hải Dương

49

2.3. Chương trình PSS/ADEPT và modul tính bù

50

CHƯƠNG III - TÍNH TỐN ÁP DỤNG CHO LƯỚI PHÂN PHỐI 57
22KV TỈNH HẢI DƯƠNG
3.1. Tính tổn thất điện năng trước khi bù

57

3.2. Tính tổn thất điện năng sau khi bù tại một vị trí

61

3.3. Tính tổn thất điện năng sau khi bù tại hai vị trí

62

3.4. Nhận xét và kết luận

63

KẾT LUẬN

65

TÀI LIỆU THAM KHẢO

67

PHỤ LỤC

69

7


CHƯƠNG MỞ ĐẦU
1.

Lý do chọn đề tài:
Mạng lưới điện của Việt Nam đang ngày càng phát triển cùng với sự phát triển

của nền kinh tế. Các phụ tải điện đang ngày càng gia tăng, các nhà máy thủy điện và
nhiệt điện đang được đầu tư xây dựng để đáp ứng nhu cầu tăng cao của phụ tải, các
lưới điện cũng được xây dựng, cải tạo, nâng cấp khá nhiều. Tuy nhiên sự tăng
trưởng của phụ tải điện nhanh khiến cho nguồn điện và lưới điện phát triển không
theo kịp. Các nhà máy điện được xây dựng nhiều nhưng các lưới điện, nhất là lưới
phân phối lại rất ít khi xây dựng mới, chủ yếu là nâng cấp cải tạo từ các lưới điện
hiện có. Các lưới phân phối thường phân bố trên diện rộng, nhiều nhánh nhiều nút
phụ tải, vì vậy khi truyền năng lượng trên đường dây đến các hộ tiêu thụ sẽ gây nên
tổn thất công suất, tổn thất điện năng, làm giảm chất lượng điện.

Cùng với sự phát triển mạnh mẽ của lưới phân phối là vấn đề về tổn thất điện
năng. Lưới phân phối bao gồm nhiều nhánh nhiều nút, phân bố trên diện rộng gây
nên tổn thất điện năng khá lớn kèm với đó là chất lượng điện năng giảm. Các lưới
phân phối đặc biệt ở các vùng sâu vùng xa có tổn thất điện áp rất lớn (10-15%) U đm .
Tổn thất điện áp quá lớn sẽ làm hiệu quả làm việc của các thiết bị trong lưới giảm
đi, cùng với đó là chi phí do tổn thất cũng tăng lên rất lớn. Vì vậy vấn đề việc giảm
tổn thất điện áp, giảm tổn thất công suất phản kháng nâng cao chất lượng điện năng
là một vấn đề rất bức thiết.
Một trong những phương pháp làm giảm tổn thất điện năng là bù công suất
phản kháng trên lưới phân phối. Đối với các lưới đang vận hành, việc đầu tư thiết bị
bù mang lại hiệu quả đáng kể trong giảm tổn thất điện năng mà vốn đầu tư lại
không cao so với việc xây dựng nguồn và lưới điện.
Việc bù công suất phản kháng mang lại hiệu quả đáng kể, tuy nhiên bài toán
bù kinh tế công suất phản kháng đặt ra nhiều vấn đề kỹ thuật cần được quan tâm
giải quyết, trong đó có vấn đề về phương pháp xác định vị trí và dung lượng bù tối
ưu.

8


Bài toán bù đặt ra hai vấn đề là xác định vị trí đặt bù và dung lượng bù tại mỗi
vị trí đó là bao nhiêu. Đây là vấn đề được nghiên cứu khá nhiều trên thế giới nhưng
ở Việt Nam khơng có nhiều tài liệu đề cập đến vấn đề này. Tuy nhiên đề giải bài
toán bù tổng quát với tất cả các hàm mục tiêu về tổn thất công suất, tổn thất điện áp,
… là điều không đơn giản. Cách giải quyết bài toán này thường tập trung vào các
hàm mục tiêu đơn giản là giảm tổn thất công suất hay điều chỉnh điện áp hay các
phương pháp gần đúng.
2.

Mục đích nghiên cứu

Luận văn thực hiện nghiên cứu nhằm tìm hiểu bài tốn bù kinh tế cơng suất

phản kháng cho lưới điện phân phối, nội dung của phương pháp gần đúng nhằm xác
định nhanh vị trí và dung lượng bù tối ưu trên các xuất tuyến của lưới điện phân
phối.
3.

Đối tượng và phạm vi nghiên cứu.
Thực hiện tính tốn cho một lưới điện phân phối của Việt Nam.
Tính toán tổn thất điện năng trước bù và sau bù, trên cơ sở đó xác định được

dung lượng và vị trí bù tối ưu nhằm giảm tối đa tổn thất điện năng.
Nghiên cứu phần mềm PSS/ADEPT để tính chế độ xác lập của lưới phân phối
và ứng dụng modul CAPO để tính tốn bù tối ưu cho một lưới phân phối của Việt
Nam.
4.

Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
Xác định phương pháp tính tốn vị trí và dung lượng bù tối ưu nhằm giảm tối

đa tổn thất điện năng trong khi bài toán bù tổng quát hết sức phức tạp.
5.

Nội dung chính của luận văn
Việc tính tốn vị trí và dung lượng bù bằng bài tốn bù tổng qt là hết sức

phức tạp và khơng có khả thi trong điều kiện của lưới điện Việt Nam. Luận văn
trình bày phương pháp gần đúng xác định vị trí và dung lượng bù và áp dụng phần
mềm PSSADEPT đang được sử dụng ở các Điện lực sở tại để tính tốn vị trí và
dung lượng bù tối ưu, đồng thời áp dụng tính tốn cho lưới điện phân phối lộ

487E81 Đồng Niên, Hải Dương.
Luận văn được thực hiện và bố trí thành các phần như sau:

9


Chương mở đầu.
Chương I: Tổng quan về vấn đề bù công suất phản kháng trong lưới phân
phối.
Chương II: Các quy trình cơng cụ tính tốn tổn thất điện năng cho bài tốn bù
cơng suất phản kháng.
Chương III: Tính tốn áp dụng cho lưới phân phối 22kV Hải Dương
Chương kết luận.

10


CHƯƠNG I
TỔNG QUAN VỀ VẤN ĐỀ BÙ CÔNG SUẤT
PHẢN KHÁNG TRONG LƯỚI PHÂN PHỐI
1.1. Yêu cầu giảm tổn thất điện năng trong lưới phân phối
1.1.1. Khái niệm tổn thất điện năng
Tổn thất điện năng (TTĐN) là điện năng dùng để truyền tải và phân phối
điện. Trong đó, tổn thất điện năng ∆A trên một lưới điện trong một khoảng thời
gian T là hiệu giữa tổng điện năng nhận vào A nhận và tổng điện năng giao đi A giao
của lưới điện trong khoảng thời gian T đó. Tổng điện năng giao, nhận của lưới điện
là tổng đại số lượng điện giao, nhận được xác định bởi hệ thống đo đếm điện năng
tại các điểm ranh giới của lưới điện đó và tại nơi khách hàng sử dụng điện (các hộ
tiêu thụ). Dựa theo quyết định số 288/QĐ-EVN-KTLĐ-KD&ĐNT ngày 18/02/2008
của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

∆A = A nhận - A giao (kWh)

(1.1)

Thời gian xác định tổn thất điện năng thông thường là 1 năm (T=8760h).
1.1.2. Phân loại tổn thất điện năng
Tổn thất điện năng trên lưới điện bao gồm tổn thất kỹ thuật ∆A KT và tổn thất
phi kỹ thuật ∆A PKT :
∆A = ∆A KT + ∆A PKT

(1.2)

Trong đó tổn thất kỹ thuật là lượng điện năng tiêu hao trên mạng lưới điện do
tính chất vật lý của quá trình truyền tải điện năng, có thể chia thành 2 loại:
- TTĐN phụ thuộc vào dòng điện (I2): lượng điện năng tiêu hao do phát nóng
trên các phần tử khi có dịng điện đi qua. Tổn thất điện năng do phát nóng chủ yếu
trên điện trở tác dụng của đường dây và các cuộn dây trong MBA. Đây là hai thành
phần chính của tổn thất kỹ thuật.
- TTĐN phụ thuộc vào điện áp (U2): bao gồm tổn thất vầng quang điện, tổn
thất do rị điện, tổn thất khơng tải của MBA, tổn thất trong mạch từ của các thiết bị
đo lường... Trong đó tổn thất khơng tải của MBA là thành phần lớn nhất và có thể
xác định thơng qua số liệu của các TBA.

11


Tổn thất phi kỹ thuật là lượng điện năng tổn thất do nguyên nhân thuộc về
quản lý, do hệ thống tính tốn, đo đạc khơng hồn chỉnh, sai số của các thiết bị đo,
công tơ, do điện năng được đo nhưng khơng vào hóa đơn và khơng thu được tiền,
do bỏ sót khách hàng... Nó chỉ có thể giải quyết được bằng các biện pháp hành

chính.
Như vậy, để xác định tổn thất kỹ thuật, có 3 thành phần chính cần phải tính
tốn: TTĐN do phát nóng trên điện trở tác dụng của đường dây, do phát nóng trên
điện trở tác dụng của các cuộn dây MBA (phụ thuộc vào dòng điện và có thể xác
định dựa trên tính tốn chế độ xác lập của lưới điện) và TTĐN trong lõi thép của
các MBA (không phụ thuộc vào phụ tải và được xác định từ tổn thất công suất
không tải).
Lưới điện phân phối bao gồm lưới trung áp (từ 1kV đến 35kV) và lưới điện hạ
áp (dưới 1kV). TTĐN trên lưới điện trung áp gồm tổn thất trên đường dây và trong
trạm biến áp nối từ các trạm biến áp trung gian 110/220 kV đến các trạm biến áp
phân phối. TTĐN trên lưới điện hạ áp được xác định trên các đường dây từ trạm
biến áp phân phối đến các công tơ đo đếm tại các hộ tiêu thụ trực tiếp.
1.1.3. Các biện pháp giảm tổn thất điện năng
Xét quá trình chuyển hóa năng lượng từ nguồn đến các hộ tiêu thụ gây nên
lượng tổn thất điện áp ∆U trên các phần tử của mạng:
∆U =

PR + QX
.10 −3
U

(1.3)

Tổn thất công suất:
P2 + Q2
∆P =
.R.10 −3 [kW ]
2
U

(1.4)

Tổn thất điện năng:
P2 + Q2
∆A = ∆P.τ =
.R.τ .10 −3 [kWh]
2
U

Trong đó:

12

(1.4)


P, Q là công suất tác dụng, công suất phản kháng cực đại truyền tải trên mạng,
kW, kVAr.
U là điện áp ứng với công suất truyền tải P, Q, kV.
R, X là điện trở, điện kháng của mạng, Ω.
τ là thời gian tổn hao công suất cực đại, h.

Như vậy để giảm tổn thất điện năng có thể giảm P, Q, R hay tăng U. Tuy
nhiên P là công suất tác dụng là công suất yêu cầu cần phải đáp ứng của phụ tải,
khơng thể giảm được. Có thể giảm R bằng cách xây dựng thêm các lưới, tăng tiết
diện dây truyền tải trong quá trình thiết kế. Cách này địi hỏi vốn đầu tư cao. Có thể
tăng U truyền tải, cách này áp dụng trong quá trình thiết kế, đối với các lưới đang
vận hành việc tăng U đòi hỏi phải cải tạo lại toàn bộ lưới điện và vấp phải vấn đề
kinh tế.
Việc giảm công suất phản kháng Q truyền tải trên đường dây là một biện pháp

tốt. Có thể thực hiện bằng việc đặt các thiết bị bù trên đường dây. Các thiết bị bù
thường không quá đắt, có thể áp dụng vào các lưới đang vận hành, có thể bù tại phụ
tải hay bù trên đường dây.
Tuy nhiên việc bù công suất phản kháng cũng gặp phải những khó khăn nhất
định như xác định dung lượng bù, vị trí bù, phải cân đối giữa tính kinh tế và kỹ
thuật để bù có hiệu quả.
1.2. Bài tốn bù kinh tế tổng quát
1.2.1. Bù kinh tế công suất phản kháng.
Bù cơng suất phản kháng có thể có 2 loại:
Bù kỹ thuật (bù cưỡng bức): được thực hiện chủ yếu ở các xí nghiệp cơng
nghiệp để đảm bảo cosφ luôn ở mức cho phép. Cách này nhằm làm giảm yêu cầu
công suất phản kháng của phụ tải, đảm bảo cân bằng công suất phản kháng trong hệ
thống. Khi hệ thống điện thiếu cơng suất phản kháng thì việc bù kỹ thuật là bắt
buộc.
Bù kinh tế: đặt bù công suất phản kháng trong hệ thống điện để giảm tổn thất
công suất và tổn thất điện năng nâng cao hiệu quả kinh tế của lưới.

13


Bù kinh tế khơng thể tách rời hồn tồn bù kỹ thuật, vì bù kinh tế là giảm nhẹ
bù kỹ thuật và hai loại bù này cần được phối hợp với nhau tạo thành một thể thống
nhất làm lợi cho tồn hệ thống, đó là mục tiêu của bài tốn bù tối ưu cơng suất phản
kháng.
Lợi ích khi đặt bù:
- Giảm được công suất tác dụng yêu cầu ở chế độ max của hệ thống diện do đó
giảm được dự trữ công suất tác dụng hoặc tăng độ tin cậy của hệ thống.
- Giảm được tổn thất điện năng.
- Cải thiện được chất lượng điện áp.
- Giảm nhẹ tải cho máy biến áp trung gian và đường trục trung áp giảm được

yêu cầu công suất phản kháng, tăng tuổi thọ cho thiết bị.
- Chi phí khi đặt bù:
- Vốn đầu tư và chi phí vận hành cho trạm bù.
- Tổn thất điện năng trong tụ bù.
Giải bài tối bù cơng suất phản kháng là xác định: số lượng trạm bù, vị trí đặt
của chúng trên lưới phân phối, cơng suất bù và chế độ làm việc của tụ bù sao cho
đạt hiệu quả kinh tế cao nhất.
1.2.2. Bài toán bù tổng qt
Bài tốn bù tối ưu cơng suất phản kháng là xác định cơng suất và vị trí đặt các
thiết bị bù nhằm mục tiêu đạt hiệu quả kinh tế cực đại khi thỏa mãn tất cả các điều
kiện kỹ thuật trong chế độ làm việc bình thường của mạng điện. Chỉ tiêu hiệu quả
kinh tế là các chi phí quy đổi, các yêu cầu kỹ thuật là các hạn chế về độ lệch điện
áp, khả năng mang tải của các phần tử trong mạng điện và công suất của các thiết bị
bù.
a. Một số giả thiết trong bài toán bù
Mơ hình bài tốn bù tối ưu cơng suất phản kháng là một mơ hình phức tạp, có
nhiều yếu tố động. Để có thể xây dựng mơ hình và giải bài toán, một số giả thiết
được đưa ra :

14


Với lưới phân phối có nhiều trục chính, việc thay đổi công suất phản kháng tại
một nút bất kỳ trên trục chính này ảnh hưởng khơng đáng kể đến việc thay đổi công
suất phản kháng tại các nút trên trục chính khác.
Chỉ khi các cụm tụ bù được lắp rải trên lưới phân phối mới đạt được hiệu quả
kinh tế
Giá trị của hệ số công suất cosφ là giá trị trung bình (ở thời điểm cực đại) và
giả thiết khơng đổi trong suốt q trình tính tốn. Điện áp lưới cũng được coi là
khơng đổi.

Tính chất của phụ tải (τ) như nhau ở mọi nút.
Giá của các thiết bị bù được lấy tỷ lệ thuận với công suất của chúng, các hệ số
kinh tế khác được coi là không đổi (không phụ thuộc vào các yếu tố kinh tế - xã hội
khác) trong thời gian tính tốn.
Lợi ích thu được từ việc lắp đặt tụ bù là như nhau trong suốt thời gian vận
hành.
b. Hàm mục tiêu:
Mục tiêu chính của bài tốn bù tối ưu là cực đại hóa lợi ích thu được khi đặt
thiết bị bù, bao gồm các lợi ích thu được trừ đi chi phí đặt bù. Hàm này phải đạt giá
trị cực đại :
F = B – C - C ΔQ  max, [đồng/năm]
B là lợi ích thu được do giảm tổn thất điện năng so với trước khi đặt bù.
B = C Δ .DA [đồng/năm]

(1.15)
(1.16)

C Δ là giá 1 kWh tổn thất điện năng, lấy bằng giá bán điện trung bình, đ/kWh.
DA là độ giảm tổn thất điện năng so với trước khi đặt bù, kWh.

DA phụ thuộc vào cấu trúc lưới, đồ thị phụ tải công suất phản kháng, cấu trúc
trạm bù : số lượng, vị trí, chế độ vận hành tụ bù.
C là chi phí hàng năm của việc lắp đặt tụ bù
+ Vốn đầu tư cho 1 trạm bù :
V bj = k 0j + k b (Q b ).Q bj [đồng]

15

(1.17)

+ Vốn đầu tư cho n trạm tụ bù :
n

n

j =1

j =1

V = ∑ Vbj = ∑ (k oj + k b (Qb ).Qbj ) [đồng]

(1.18)

k 0j là thành phần chi phí cố định của một trạm bù
k b (Q b ) là giá đơn vị công suất tụ bù, là hàm phụ thuộc công suất bù, là hàm
phi tuyến, rời rạc của Q b .
+ Tổng chi phí tính trong một năm :
C = p.∑ Vbj = p ∑ (k oj + k b (Qb ).Qbj ) [đồng/năm]

(1.19)

Với p là hệ số được xác định :
p = a tc + k vh + k kh

(1.20)

a tc = 1/T n là hệ số thu hồi vốn đầu tư tiêu chuẩn.
T n là thờig ian thu hồi vốn đầu tư tiêu chuẩn, năm.
k vh , k kh là hệ số vận hành và hệ số khấu hao thiết bị, thường lấy theo phần

trăm vốn đầu tư (bao gồm cả xây lắp và thiết bị).
Để đơn giản ta có thể viết : k b (Q b ) = k b = hằng số.
C = p.(∑ k oj + k b ∑ Qbj ) [đồng/năm]

(1.21)

C ΔQ là chi phí cho tổn thất điện năng trong thiết bị bù :
C ΔQ = C Δ .ε.Q b

[đồng]

(1.22)

Với ε là suất tổn thất điện năng trong tụ bù, kWh/kVAr, do ε rất nhỏ nên trong

tính tốn có thể bỏ qua thành phần CΔQ mà khơng làm ảnh hưởng nhiều đến kết
quả của bài tốn.
Ta có thể viết lại hàm mục tiêu :
F = C ∆ .DA − p.(∑ k oj + k b ∑ Qbj ) --> max

(1.23)

c. Các điều kiện ràng buộc:
Điều kiện cân bằng công suất phản kháng nút :
Tổng công suất phản kháng tới một nút bất kỳ trong mạng điện phải cân bằng
với tổng công suất phản kháng đi ra từ nút đó:
Qi = Qtj − Qbj + ∑ (Qk + ∆Qk )

16

(1.24)


Q i là công suất phản kháng đi tới nút j, với mạng điện hở i = j
Tổng k lấy ứng với các nhánh nối với nút i có hướng tới công suất đi ra khỏi
nút.
Điều kiện về công suất phát của tụ
0 ≤ Q bj ≤ Q bjmax
Q bjmax là công suất bù tối đa tại nút j, xác định theo công suất phụ tải.

(1.25)

Điều kiện về chất lượng điện áp
Điện áp tại các nút trong mạng điện ở bất kỳ chế độ làm việc nào đều phải
nằm trong giới hạn cho phép :
ΔV cpd % ≤ ΔV j % ≤ ΔV cpt %
Hay U min ≤ U j ≤ U max
U max , U min là giới hạn cho phép trên và dưới của điện áp, kV.

(1.26)

(1.27)

Điều kiện về dòng điện (khả năng tải của đường dây)
Sau khi đặt bù, dòng điện chạy qua các nhánh phải ở trong giới hạn cho phép,
nghĩa là :
I i ≤ I cpi

(1.28)

I cpi là dòng điện cực đại cho phép chạy qua nhánh i, giá trị này được xác định
theo tiết diện dây dẫn của mạng điện.
Các điều kiện liên quan đến vốn đầu tư (thời gian thu hồi vốn)
Sẽ được xét đến như một điều kiện đủ để quyết định có nên đặt bù tại một nút
j nào đó hay khơng.
Việc giải bài tốn bù tổng qt với đầy đủ các hàm mục tiêu và các điều kiện
ràng buộc là một bài toán phức tạp. Trên thực tế người ta thường giải bài toán bù
với một hàm mục tiêu đơn giản hoặc dựa vào phương pháp kinh nghiệm.
1.3. Tính tốn xác định việc lắp đặt tối ưu của tụ điện trong trường hợp tải
phân bố đều
17


Hiện nay có nhiều phương pháp tính bù cho lưới phân phối, mỗi phương pháp
có một số giả thiết nhất định để đơn giản việc tính tốn và dĩ nhiên khả năng áp
dụng cũng bị rằng buộc theo các điều kiện giả định đó. Chúng ta sẽ lần lượt xem xét
một số phương pháp tính tốn. Ở đây chúng ta xem xét các phương pháp tính bù với
tụ điện được lắp rải trên lưới, vì như đã trình bày ở các phần trước, việc bù rải trên
lưới mang nhiều hiệu quả trong việc cải thiện phân bố điện áp và nâng cao hệ số
cosφ cục bộ cho các phụ tải tốt hơn là bù tập trung.
Trước hết chúng ta xem xét trường hợp đơn giản là phụ tải tập trung và phân
bố đều.
Hình 1.0 biểu diễn một xuất tuyến thực tế gồm nhiều phân đoạn với các phụ tải
phân bố đều và tập trung. Mỗi phân đoạn đường dây biểu thị một phần của xuất
tuyến nằm giữa các thiết bị đóng ngắt, thiết bị điều chỉnh điện áp hay các điểm quan
trọng khác. Để thuận tiện ta giả thiết phụ tải hay dòng điện đường dây và tổn thất
I2R gồm hai thành phần:
(1) thành phần cùng pha hay thành phần tác dụng của dòng điện;
(2) thành phần lệch pha hay thành phần phản kháng của dịng điện.
Vì tổn thất do thành phần cùng pha hay tác dụng của đường dây khi đặt tụ bù

ngang khơng có tác dụng lớn do đó chúng sẽ khơng được xem xét. Điều này có thể
kiểm tra như sau:
Giả thiết tổn thất I2R được gây ra bởi dòng điện đường dây chậm sau I chạy
qua mạch có điện trở R được biểu diễn như sau:
Trước hết chúng ta xem xét trường hợp đơn giản là phụ tải tập trung và phân
bố đều:
I2R = (I cosΦ)2R + (I sinΦ)2R

(1.29)

Sau khi thêm tụ vào với dòng I c , kết quả là dòng điện đường dây mới I 1 và tổn
thất mới I 1 2R, do vậy:
I 1 2R = (I cosΦ)2R + (I sinΦ - I c )2R

(1.30)

Vậy tổn thất giảm do tụ:
∆P ls = I2R - I 1 2R

18

(1.31)


Thế (1.29) và (1.30) vào (1.31) ta có:
∆P ls = 2(I sinΦ)I c R - I c 2R

(1.32)

Như vậy chỉ có thành phần lệch pha hay thành phần phản kháng của dịng điện

là IsinΦ được tính vào trong việc giảm tổn thất I2R như là kết quả của việc lắp đặt
thêm tụ điện.
Giả sử chiều dài của phân đoạn đường dây là 1 đơn vị chiều dài như trên hình
1.0. Dạng dòng điện ở một thời điểm cho trước trên xuất tuến là hàm số của khoảng
cách tính từ điểm đầu xuất tuyến. Do đó tổn thất vi phân I2R của phân đoạn vi phân
dx tại vị trí x có thể biểu diễn:
dP ls = 3[ I 1 - (I 1 - I 2 )x]2Rdx
I1

(1.33)
I2

Xuất tuyến sơ cấp

Tải tập trung

V- ỵ t tr- í c

l = 1.0 pu chiỊu dµi
x
1.0 pu

0
dx

Chậm sau

Dòng phản khá ng (Isin )

Tải phân bố đều

I2

Phân bè dßng
i=I 1 - (I 1 - I 2)x

I1

Hình 1.0. Xuất tuyến sơ cấp với phụ tải gộp lại (hay tập trung) và các tải phân
bố đều, và dạng phân bố dịng điện trước khi lắp đặt tụ
Do đó tổng tổn thất I2R của xuất tuyến là:
1

Pls =

∫ dP

ls

x =0

1

= 3 ∫ [ I1 − ( I1 − I 2 ) x]2 Rdx = ( I12 + I1 I 2 + I 22 ) R
x =0

Với:
P ls - tổng tổn thất I2R của xuất tuyến trước khi thêm tụ;
I 1 - dòng phản kháng tại điểm đầu của phân đoạn;
I 2 - dòng phản kháng tại điểm cuối của phân đoạn;

R - điện trở tổng của phân đoạn;

19

(1.34)


x - khoảng cách mỗi đơn vị từ điểm đầu của phân đoạn.
1.3.1. Giảm tổn thất nhờ lắp đặt tụ
1. Trường hợp 1: Một bộ tụ điện
Việc lắp thêm một bộ tụ điện trên xuất tuyến sơ cấp gây ra việc phá vỡ tính
liên tục của đường phân bố tải phản kháng, làm thay đổi dạng phân bố của dòng
phản kháng, và kết quả là giảm tổn thấ như biểu diễn ở hình 1.1
Do vậy, phương trình tổn thất sau khi lắp đặt thêm một bộ tụ có dạng:
x1

1

x =0

x = x1

Pls = 3 ∫ [ I1 − ( I1 − I 2 ) x − I c ]2 Rdx + 3 ∫ [ I1 − ( I1 − I 2 ) x − I c ]2 Rdx
'

Hay:

P' ls = (I 1 2+I 1 I 2 + I 2 2)R+3x 1 [(x 1 -2)I 1 I c -x 1 I 2 I c +I c 2]R

(1.35)

(1.36)

x1
I1

I2

Ic

Tải tập trung

Tải phân bố ®Ịu

V- ỵ t tr- í c

l = 1.0 pu chiỊu dµi
x1

1.0 pu

ChËm sau

0

i1=i - I c=I 1 - (I 1 - I 2)x - I c

I2
Phân bố dòng m?i
i=I 1 - (I 1 - I 2)x

I1

Phân bố dòng cu

Hỡnh 1.1. Giảm tổn thất với một bộ tụ điện
Vậy mức giảm tổn thất công suất cho mỗi đơn vị do việc lắp đặt thêm tụ bằng:
∆Pls =

Pls − Pls'
Pls

(1.37)

Thay (1.34) và (1.35) vào phương trình (1.37) ta có:
∆Pls =

− 3x1[( x1 − 2) I1 I c − x1 I 2 I c + I c2 ]R
( I12 + I1 I 2 + I 22 ) R

Chia tử và mẫu số cho I 1 2 ta được:

20

(1.38)


2

Ic
I2 Ic  Ic  

(2 − x1 ) + x1 . −   
∆Pls =
2
I1
I1 I1  I1  
I I  

1 + 2 +  2  
I1  I1 

3 x1

(1.39)

Nếu c được xác định là tỷ số của lượng tụ (c kVA) đối với phụ tải phản kháng:
c=

Ic
I1

(1.40)

Gọi λ là tỷ số của dòng phản kháng ở cuối phân đoạn đối với dòng phản kháng
tại điểm đầu phân đoạn thì:
λ=

I2
I1

(1.41)

Thay (1.40) và (1.41) vào phương trình (1.39), độ giảm tổn thất cơng suất cho
mỗi đơn vị là:
ΔPls =

3x1
[(2 - x1 )c + x1 λ.c - c 2 ]
1 + λ + λ2

(1.42)

x 1 - khoảng cách đơn vị của bộ tụ điện từ điểm u phõn on gia 0 v 1p.u).
0,9

Đ ộ giảm tổn thất, p.u

0,8
0,7

C=0,5
C=0,6
C=0,4

0,6

C=0,7
C=0,3

0,5

C=0,8
C=0,2

0,4
0,3

C=0,9
C=0,1

0,2
0,1
C=1.0
0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

Vịtrílắp đặ
t tụ, p.u

Hỡnh 1.2. gim tn tht là một hàm số của vị trí lắp đặt tụ và tỉ số bù tụ cho một
phân đoạn đường dây có các phụ tải phân bố đều, (λ=0).

21


0,9

C=0,6
C=0,7
C=0,5
C=0,8
C=0,4

0,8

C=0,9

Đ ộ giảm tổn thất, p.u

0,7

C=0,3

0,6
C=1.0
0,5
C=0,2
0,4
0,3
C=0,1
0,2
0,1

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

Vịtrílắp đặ
t tụ, p.u

Hỡnh 1.3. Độ giảm tổn thất là một hàm số của vị trí lắp đặt tụ và tỉ số bù tụ
cho một phân đoạn đường dây có các phụ tải phân bố u, (=1/4).
1,0

C=0,8
C=0,9
C=0,6
C=1,0
C=0,5

C=0,7

0,9
0,8

C=0,4

Đ ộ giảm tổn thất, p.u

0,7
C=0,3

0,6
0,5

C=0,2
0,4
0,3
C=0,1
0,2
0,1

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

Vịtrílắp đặ

t tụ, p.u

Hỡnh 1.4. Độ giảm tổn thất là một hàm số của vị trí lắp đặt tụ và tỉ số bù tụ cho
một phân đoạn đường dây với tổ hợp của các phụ tải phân bố đều và tập trung,
(λ=1/2).
22


α=

Gọi:

1
1 + λ + λ2

(1.43)

Phương trình (1.42) có thể biểu diễn như sau:
ΔPls = 3αcx1[(2 - x1 )c + x1 λ.c - c]

(1.44)

Các hình (1.2) đến (1.4) cho thấy việc giảm tổn thất có thể hồn thành bằng
cách thay đổi việc lắp đặt một bộ tụ điện đơn với các cỡ dung lượng cho trước đối
với các tỉ số bù tụ dọc theo xuất tuyến cho các tải khác nhau. Ví dụ như tải phân bố
đều (λ=1), hay tổng hợp của tập trung và phân bố đều (0<λ<1). Dùng các hình này
cho các trường hợp cho sẵn, các hệ số sau đây phải được biết trước:
1. Tổn thất ban đầu cho dịng phản kháng;
2. Tỉ lệ bù tụ;
3. Vị trí lắp đặt của bộ tụ.

2. Trường hợp 2: hai bộ tụ
Giả sử có hai bộ tụ bằng cỡ nhau được lắp đặt trên xuất tuyến như trên hình
1.5 với tiến trình giống như trước, phương trình tổn thất mới là:
x1

x2

Pls' = 3 ∫ I1 - ( I1 - I 2 ) x - 2 I c ]2 Rdx + 3 ∫ I1 - ( I1 - I 2 ) x - I c ]2 Rdx
x =o

x = x1

1

(1.45)

+ 3 ∫ I1 - ( I1 - I 2 ) x - I c ]2 Rdx
x = x2

Thay các phương trình (1.34) và (1.45) vào phương trình (1.37). Phương trình
mới giảm tổn thất cho một đơn vị là :
ΔPls = 3αcx1[(2 - x1 ) + x1 λ - 3c] + 3αcx2 [(2 - x2 ) + x2 λ - c]

Hay :

ΔPls = 3αc{x1[(2 - x1 ) + x1 λ - 3c] + x2 [(2 - x2 ) + x2 λ - c]}

(1.46)
(1.47)

3. Trường hợp 3: ba bộ tụ
Giả sử ba bộ tụ có dung lượng bằng nhau được lắp đặt trên xuất tuyến, phương
trình giảm tổn thất trên một đơn vị là :
ΔPls = 3αc{x1[(2 - x1 ) + x1 λ - 5c] + x2 [(2 - x2 ) + x2 λ - 3c] + x3[(2 - x3 ) + x3 λ - c]}

(1.48)

23